火電：站在高崗上

根據國家電網的預測，我國將在2006年底實現電力供需平衡。電力供需平衡后，我國每年的裝機容量將會逐步回落，其中新增火電裝機容量2007年以后將下降到2200萬千瓦左右，降幅達到50%以上。火電設備市場容量的迅速萎縮將導致行業內競爭加劇，相關企業盈利能力將會下滑。筆者了解到，技術水平領先、行業內競爭優勢較強的東方電機的訂單目前下滑趨勢明顯，從中可以看出火電設備行業景氣高點的來臨。
對于生產小火電機組的相關企業來說，由于小火電機組煤耗高、排污量大，不符合節能環保要求，國家以后將會逐步限制該類機組的投產，設備提供商的市場空間將會受到進一步擠壓。國家四部委2005年7月份聯合公告宣布停止建設32家違規電站項目，已經給相關設備生產企業敲響了警鐘。
太陽能發電：面臨內憂外患
我國2004年光伏發電裝機容量已達3.5萬千瓦，約占世界光伏發電總裝機容量3%。由于我國太陽能發電的成本高達3～4元/度，短期內我國大規模負擔太陽能發電的可能性并不大，到2010年我國的太陽能發電容量目標僅為200萬千瓦，因此目前我國太陽能發電設備廠商更多實行的是來料加工、兩頭在外的生產形式。
太陽能電池片/組件的主要原料是高純度硅，大約每千瓦電池片用硅量為12～15公斤。由于太陽能行業的高速發展和電子行業景氣度的回升，硅原材料價格的漲幅非常大。太陽能級多晶硅的價格已經從年初的40美元/公斤漲到目前的99美元/公斤，漲幅高達147.5%。而與此同時電池組件的價格漲幅卻很小，美國和歐洲電池組件的價格分別從2005年年初的5.04美元/瓦和5.68歐元/瓦，漲到目前的5.3美元/瓦和5.78歐元/瓦，漲幅僅僅為5.16%和1.76%。因此筆者認為2006年太陽能電池行業將因為上游原材料價格的上漲和短缺而出現利潤率的下降。
水電和核電：后來者居上
根據國家的綠色能源發展規劃，“十一五”期間我國將增加水電和核電的建設規模，2010年我國水電裝機容量將達到1.6億千瓦，占總裝機容量的24%左右，核電裝機容量1250萬千瓦，占總裝機容量的2%左右，平均每年投資額將分別在350億元和200億元左右。雖然水電和核電投資規模較目前的火電低，但由于生產水電和核電設備的企業較為集中，而且隨著國產化率的逐步提高，相關設備的生產廠商可以從中獲益較大。
“十二五”期間我國還將進一步加大水電和核電投資規模，“十二五”期末我國水電和核電裝機容量將分別達到2.3億千瓦和3600萬千瓦，分別占到總裝機容量的25%和4%，期間年均投資額將分別達到750億元和350億元。
風電：概念多于實質
風能作為一種典型的可再生資源，目前，我國的風電裝機雖然突破100萬千瓦，但這也僅相當于一臺較大功率的火電機組。而在累計的市場份額中，國內產品僅占到18%，其余均是進口。經過不斷的努力，我國風電設備在成本控制上已經取得了比較大的突破。目前國產機組的造價已經降低到7000～8000元/千瓦，按照國家發改委的規劃，“十一五”期間我國風電新增裝機容量將達到300萬千瓦，增長率為300%。
筆者對未來5年我國國產風電設備年市場容量進行分析，認為2006～2010年國產風電設備的每年平均市場容量僅為13億～23億元之間，而2010～2020年期間年均市場容量為62億～98億元。
我國國內主要風電設備制造廠家有新疆金風科技股份公司、大連重工機械公司、浙江運達風力發電公司、西安維德風電設備公司等，這些公司均為非上市公司。所以風電設備市場份額的大多數又將主要被這些風電非上市公司所分享，上市公司中主要有湘電股份、特變電工等公司涉及風電機組的制造，但筆者認為他們的收益有限。
2006年以后我國電源建設的速度將會放緩，這一點是毫無疑問的。在電力供需平衡以后，我國電源建設的重點將放在結構的優化上，因此我國下一步電源建設的重點將會放在大容量、高參數的火電機組和水電、核電、天然氣發電、風電、太陽能發電等新興環保電力項目上。所以，前幾年那種所有電源設備制造企業業績普遍高速增長的局面將不會持續，只有那些涉足水電、核電、風電和太陽能發電的電站設備生產廠商能夠熨平波動周期，未來成長前景看好。

電網強身健骨
根據國家電網公司初步編報的“十一五”電網規劃及2020年遠景目標報告，“十一五”期間國家電網公司總投資額將達到9000億元。根據南方電網規劃，“十一五”電網建設投資額約為3000億元左右。兩者相加，“十一五”期間我國電網投資規模將超過1.2萬億元，年均投資額將超過2400億元，比我國“十五”期間年均電網投資額1265億元增幅超過90%。
同時，“十一五”期間國家電網公司將新增330千伏及以上輸電線路6萬公里、變電容量3億千伏安。南方電網將規劃建成投產500千伏交流線路15651千米，變電容量6175萬千伏安；建成投產500千伏直流線路1225千米，輸電規模300萬千瓦；建成投產800千伏直流線路1438千米，輸電規模500萬千瓦。將兩個電網數據合計起來，保守估計，到2010年，我國330千伏以上輸電線路長度及變電容量將分別達到158130公里和66557萬千伏安，分別比2005年增長98.12%和119.07%。因此，基本可以說我國未來5年主干網建設規模大幅增加。
特高壓電網撬動
經專家測算，我國1000千伏交流輸電方案的單位輸送容量投資約為500千伏交流輸電方案的73%；±800千伏直流輸電方案的單位輸送容量投資約為±500千伏直流輸電方案的72%。在長距離、大容量送電方面，特高壓有明顯的優勢。
近兩年，國家電網公司、南方電網公司加快了研究步伐，并明確特高壓電網發展目標：未來我國特高壓電網將由100萬伏級交流和±800千伏級直流輸電系統組成。特高壓交流電網將作為國家電網的骨干網架，跨接各大區域電網，是實現跨大區跨流域輸電、水火電互濟調解和全國能源資源優化配置的主要能源通道，同時作為接受直流傳輸過來的遠方電力的堅強受端。
2005年9月，我國第一個750千伏電壓等級輸變電示范工程正式投產，這是我國第一條自主建設、自主設計、自主設備制造、自主運行管理的750千伏輸變電工程，設備國產化率超過90%。該線路的投產，標志著我國已經跨入了輸變電領域世界先進行列，填補了我國500千伏以上電壓等級空白，同時使得一部分企業的制造技術水平得到了檢驗和提升，對將來開辟更高電壓等級的設備制造打下了基礎。
國家電網公司打算近兩年內建成兩條特高壓輸變電工程：一是晉東南-南陽-荊門的交流工程，該工程包括晉東南、荊門兩座1000千伏變電站，變電容量各3000千伏安，南陽1000千伏開關站，該線路長度約670千米。預計2006年啟動，2008年建成，工程總投資約62億元。二是金沙江溪洛渡、向家壩水電站至華東輸電系統，計劃采用3路800千伏的直流工程，總投資超過170億元。南方電網對于特高壓線路也有“一交一直”兩條規劃：一是云南至廣東±800千伏特高壓直流輸電線路，目前項目技術方案已通過有關部門審查，計劃于2006年開工建設，2009年單極投產。另外一條是云南昭通-廣西桂林-廣東惠東1000千伏交流輸變電工程，該工程已啟動可行性研究工作，預計2008年建成投產。
等到示范工程技術積累成熟后，特高壓輸電工程有望大規模啟動，據有關專家預計，到2020年特高壓及跨區電網的輸送容量將為2.1億千瓦，其中800千伏直流約5600萬千瓦，另外約1.5億千瓦由交流構成。從投資看，到2020年特高壓交流加直流的市場一共是4060億元，其中交流為2560億元，直流為1500億元。
中低端廠商也可分羹
前期投入不足導致我國城市電網結構非常薄弱，電網老化現象異常嚴重。個別設備運行時間超過50年，有的甚至更長，2005年4月發生在沈陽的多個地區大面積停電就是由于電網老化的原因。在莫斯科“5.25”大面積停電事故發生后，國家電網公司迅速反應，立即制定下發了25條防事故措施，重點解決了一批設備陳舊、輸送通道瓶頸、電磁環網等影響電網安全運行的問題。
據悉，本次城市電網改造主要針對的是省會級城市和計劃單列市。根據國家電網公司“十一五”規劃，31個城市城網建設改造計劃投資額超過4000億元，南方電網投資額將占到國家電網的1/4左右，兩者相加總投資規模約有5000億元，年均投資額超過1000億元。因此城市電網改造將給從事中低端設備生產的廠商帶來機遇。

煙氣脫硫景氣上升利潤走低

為防止環境污染的進一步惡化，近年來，國家出臺了一系列促進火電廠二氧化硫控制的法律、法規和政策。根據新實行的《排污費征收使用管理條例》，火電廠二氧化硫排放收費自2004年7月1日起，從每公斤0.2元變為0.4元，2005年7月1日起達到0.63元。目前，我國脫硫工程總投資一般已降至電廠總投資的5%以內，脫硫運行成本(包括折舊)在0.75元/公斤左右，已接近2005年7月以后的二氧化硫收費標準。另外，火電廠安裝、運行脫硫設備的成本合計約在0.017元/千瓦時左右，而2005年煤電聯動以來，各地陸續實施脫硫火電站的上網電價提高0.015元/千瓦時(含稅)的政策，安裝脫硫設備的運行成本基本上可以通過上網電價的提高來彌補。兩項政策結合起來，若政策執行到位，火電廠進行脫硫改造的積極性將大大提高。

2005年5月，國家發改委《關于加快火電廠煙氣脫硫產業化發展的若干意見》提出，通過3年的努力，建立健全火電廠煙氣脫硫產業化市場監管體系，完善火電廠煙氣脫硫技術標準體系和主流工藝設計、制造、安裝、調試、運行、檢修、后評估等技術標準、規范；主流煙氣脫硫設備的本地化率達到95%以上，煙氣脫硫設備的可用率達到95%以上；建立有效的中介服務體系和行業自律體系。這有助于減少脫硫市場的惡性競爭，規范脫硫產業市場的發展。
一系列的政策支持加快了火電廠煙氣脫硫設施的建設，使我國二氧化硫污染防治取得了一定成效。截至2004年底，全國約有2600萬千瓦裝機的煙氣脫硫設施投運或建成，比2003年增加了1600萬千瓦，約有3000萬千瓦裝機的煙氣脫硫設施正在建設，預計在未來10年內將有3億千瓦裝機的煙氣脫硫設施投運或建成。電站脫硫工程的建設周期通常需要1～2年。受火電投產高峰期及政策環境向好的影響，筆者預計2006年、2007年煙氣脫硫設施投運或建成容量將分別為4500萬千瓦、5000萬千瓦左右。由于之后新投產火電裝機將會明顯下降，故脫硫機組的年度新增數有所下滑，但預計仍將在2000萬千瓦左右。

由于電站煙氣脫硫市場的迅速壯大，2003年以來，我國脫硫工程承包商的數量急劇增長，目前已有超過50多家，其中規模較大的、擁有一定品牌效應的廠商約有10家，市場廠商的擴大必然導致競爭的加劇。近年來，我國脫硫設備的單位造價一路下滑。2000年前，我國大多采用進口設備，單位造價高達800～1300元/千瓦，而2005年單位造價為150～250元/千瓦左右。以這個價格計算，筆者預計2006年、2007年脫硫設備的市場容量將分別為90億元和100億元左右。

單位造價下滑所導致的直接結果就是企業的盈利空間被大大縮小，以脫硫設備產業的龍頭企業凱迪電力為例，2005年上半年的毛利率僅有17.63%。當然隨著主要原材料鋼材價格的回落，脫硫設備制造企業的毛利率將會有所回升，但該行業的技術壁壘比較低，有利可圖必然會吸引新的廠商進入。筆者預計，脫硫設備市場競爭2006年將更加激烈。