2007年06月27日 16:45 国金证券
国金证券 龚云华
投资要点
近日山西省、全国煤炭行业经济运行数据得以公布，数据显示全国煤炭经济运行趋势良好。
1-5月份，山西全省国有重点煤炭企业1-5月累计盈利19.11亿元，同比增加3.99亿元，增幅为26.43%。
1—5月，原中央财政煤炭企业实现补贴前盈利77.1亿元，同比增加24.0亿元，增长45.2%。
纵览山西省以及全国煤炭行业1-5月经济运行数据，我们判断：煤炭业基本面向好的趋势得到确认，山西和全国重点煤炭企业实现补贴前盈利大幅度增长，说明集团层面的盈利能力大大增强。
从收入、利润增长变化趋势看，全国煤炭行业利润增速明显快于收入增速，源于效率的提升。
山西省征收可持续发展基金，对煤炭行业利润增速负面影响不大。
我们继续重点推荐：开滦股份( 22.00,-0.23,-1.03%)、潞安环能( 40.87,-1.51,-3.56%)、西山煤电( 28.23,0.84,3.07%)、恒源煤电( 24.45,-1.42,-5.49%)、露天煤业、国阳新能( 36.96,-0.99,-2.61%)、兰花科创( 29.92,0.05,0.17%)、金牛能源( 15.96,0.06,0.38%)。
我们始终强调煤炭行业的经济运行实质已“今非昔比”，尤其是集团层面的情况更是如此。因此，集团层面的资源储备、负担情况、资产注入预期是考量上市公司投资价值的另一核心因素。
Saturday, June 30, 2007
煤炭行业：资产注入带来交易性投资机会
2007年06月29日 17:52 光大证券
光大证券 郭国栋
主要结论
我们仍然维持煤炭行业“增持”的投资评级，主要的原因是煤炭行业的资产注入可能带来交易性的投资机会。我们认为焦炭行业景气将不断提升，焦炭行业存在较好投资机会。我们推荐大家关注西山煤电( 28.23,0.84,3.07%)、神火股份( 28.11,-0.19,-0.67%)、国阳新能( 36.96,-0.99,-2.61%)、潞安环能( 40.87,-1.51,-3.56%)、山西焦化( 17.45,-0.92,-5.01%)以及安泰集团( 8.27,-0.56,-6.34%)。
煤炭行业需求仍然保持比较强劲，尤其是火电的需求保持快速增长。
煤炭行业的安全整顿、资源整合导致煤炭的供应受到一定影响。同时成本的上升推动了
煤炭价格上涨。
由于焦炭的新增生产能力有限，因此我们认为焦炭行业的景气度将继续提升，焦炭价格将继续上涨。
煤炭库存处于历史最高水平，秦皇岛港口价格有所下滑，但是坑口煤炭价格不断上升。这些互相冲突的数据可能揭示了煤炭行业的内在状况，需要投资者积极关注。
中国煤炭进口不断上升导致
澳大利亚BJ现货煤炭价格不断上升。
我们提示的风险主要是资产注入的不确定性可能给投资者带来损失。
光大证券 郭国栋
主要结论
我们仍然维持煤炭行业“增持”的投资评级，主要的原因是煤炭行业的资产注入可能带来交易性的投资机会。我们认为焦炭行业景气将不断提升，焦炭行业存在较好投资机会。我们推荐大家关注西山煤电( 28.23,0.84,3.07%)、神火股份( 28.11,-0.19,-0.67%)、国阳新能( 36.96,-0.99,-2.61%)、潞安环能( 40.87,-1.51,-3.56%)、山西焦化( 17.45,-0.92,-5.01%)以及安泰集团( 8.27,-0.56,-6.34%)。
煤炭行业需求仍然保持比较强劲，尤其是火电的需求保持快速增长。
煤炭行业的安全整顿、资源整合导致煤炭的供应受到一定影响。同时成本的上升推动了
煤炭价格上涨。
由于焦炭的新增生产能力有限，因此我们认为焦炭行业的景气度将继续提升，焦炭价格将继续上涨。
煤炭库存处于历史最高水平，秦皇岛港口价格有所下滑，但是坑口煤炭价格不断上升。这些互相冲突的数据可能揭示了煤炭行业的内在状况，需要投资者积极关注。
中国煤炭进口不断上升导致
澳大利亚BJ现货煤炭价格不断上升。
我们提示的风险主要是资产注入的不确定性可能给投资者带来损失。
煤炭行业：煤价坚挺与资产注入提升价值
2007年06月28日 09:42 国元证券
国元证券 周海鸥
投资摘要：
煤炭下游行业的快速发展导致煤炭需求强劲增长。国家宏观调控将使高耗煤行业的过快增长受到抑制，社会各方面的节能减排环保初见成效，导致煤炭总需求增幅会有所回落，但是回落的幅度不会很大，特别是电力、钢铁等行业用煤难以下降，煤化工产业有望成为煤炭消费新的增长点，煤炭总需求增长将持续快于供给的增长。
煤炭产能扩张速度受到有效遏制。目前包括新建、改扩建、技术改造和资源整合在内的全国煤矿在建规模高达11亿吨左右。但是随着国家加大宏观调控力度，清理煤矿在建项目，控制新开工煤矿项目，一定程度上抑制了煤炭投资的过快增长。铁路运力分布不均衡特点决定了区域性煤炭供求关系失衡。
由于煤炭供给相对需求不足，煤价呈现长期上升趋势。2007年下半年及未来较长时间里，煤炭呈现大体供需平衡，局部地区、部分煤种、个别时段出现供应偏紧的情况难以避免，预计煤炭价格维持高位运行、小幅上扬的趋势。煤炭价格成本构成机制的理顺，导致煤炭企业开采生产成本的上升；国家资源性产品价格改革、节能环保政策促使煤价上涨，煤企定价权的上升以及其他一些制度性因素推动未来的煤价长期上扬。
煤炭行业整合给上市公司带来极好的发展机遇。我国煤炭行业产业结构的调整，行业准入门槛的提升，抗风险能力的提高，有利于提升煤炭上市公司自身以及集团的实力和竞争优势，尤其给煤炭上市公司带来通过兼并收购式外延扩张，迅速扩大产能，实现超常规快速发展的大好机遇。
煤炭行业上市公司仍具估值优势，投资风险较小。进入2007年以来，煤炭板块作为估值洼地，其投资价值初步得到挖掘。但是一年来煤炭板块涨幅仍然低于大盘，目前主要煤炭股市盈率25倍左右，也低于市场平均值。鉴于未来较长时间里煤炭行业景气度持续上升，尤其资源整合、资产注入给煤炭上市公司带来快速发展的大好机遇，煤炭板块现在仍然具有较强的投资价值，存在继续强劲上涨的动力，主要煤炭上市公司的市盈率应该在30倍左右。我们给予煤炭板块的投资评级为“推荐”，或言之“优于大势”、“买入”。
在煤炭个股选择上，重点关注：近期有明确计划通过内部新建改建、外部资产注入、或控股股东整体上市，从而实现煤炭产能大幅增加的公司，它们业绩将有快速的提升，更具估值优势。重点推荐买入五只煤炭股：平煤天安( 18.01,-0.39,-2.12%)、大同煤业( 25.29,-0.57,-2.20%)、西山煤电( 28.23,0.84,3.07%)、露天煤业、恒源煤电( 24.45,-1.42,-5.49%)。
一、煤炭价格：上升之势锐不可当
1、煤炭的需求：强劲增长
我国主要耗煤行业均保持较快的发展速度，拉动煤炭需求强劲增长。今年前5个月，主要耗煤行业火电、焦炭、粗钢、水泥行业的累计产量同比增幅分别为18.4%、21.7%、20.0%、16.1%，都远远大于同期原煤产量12.5%的增长率。随着电力新投装机容量进入高峰期，建筑施工逐步进入高潮，水泥及其它建材产品产量和钢铁产量都将较快增长，煤炭总需求高增长势头将得以延续。预计2007年下半年、2008年煤炭需求的增长将继续快于煤炭有效供给的增长(图1)。
由于2007年全年全国电力行业煤炭需求仍将保持快速增长的势头，钢铁、建材行业的煤炭需求量增速也不会出现重大的转折，因此我们预计2007年全国煤炭需求增量将在1.9亿吨左右，其中，重点用煤行业增加煤炭需求约1.52亿吨，分别为电力新增机组增加煤炭需求10400万吨；冶金行业增加煤炭需求1700万吨；居民生活用煤增加2200万吨，其他行业增加煤炭需求900万吨。
综合考虑经济结构调整、技术进步和节能降耗等因素，预计2010年全国煤炭需求总量为26亿吨。电力、钢铁工业用煤继续快速增长，建材工业用煤基本维持不变，煤化工产业成为新的增长点。随着宏观调控成效的进一步显现，以及发展循环经济，高耗能产品的过快增长进一步受到抑制，社会各方面的节能减排效果更加明显，导致煤炭需求增幅将会有所回落，即使如此主要耗煤行业增长速度仍是比较高的。例如“十一五”期间，我国电力将“以大型高效机组为重点优化发展煤电，在保护生态基础上有序开发水电，积极发展核电”。“十一五”期间全国安排开工规模2亿千瓦，2005年发电装机达到4.8亿千瓦左右，2010年发电装机达到6.5亿千瓦左右，其中煤电大约占76%。在中长期规划方面，2011-2020年均净增装机容量3000万千瓦，到2020年发电装机容量达到9.5亿千瓦左右，其中煤电大约占64%，因此未来几年煤炭的需求不会萎缩，仍将保持较快的增长速度。
2、煤炭产能扩张与有效供给：受到有效遏制煤炭行业固定资产投资显著放慢。自2002年到2005年，煤炭产业投资年均增长50%。2006年煤炭采选业投资完成额1479亿元，增长27.2%。迅猛增长的投资使煤炭产能持续大幅增加，2002年至2006年，新投产产能约为6.66亿吨左右。据不完全调查统计，目前包括新建、改扩建、技术改造和资源整合在内的全国煤矿在建规模高达11亿吨左右。为了避免出现煤炭供需失衡，防止煤炭经济大起大落，国家发改委等部门下发了《加快煤炭行业结构调整，应对产能过剩的指导意见》等文件，在全国范围内对不符合产业政策和规划的煤炭在建项目进行清理检查，坚决停止违规和规避审核的建设项目，以遏制行业低水平重复建设。随着国家加大宏观调控力度，清理煤矿在建项目，控制新开工煤矿项目，一定程度上抑制了煤炭投资的过快增长。2007年前五个月，我国煤炭开采及洗选业固定资产投资358亿元，同比增长13.5%，相比去年同期增幅和全年增幅，均有较大回落。预计2007年下半年、2008年煤炭行业固定资产投资增速仍保持下降的趋势(见图2)。
中小煤矿的关停压缩占比达1/3以上的煤矿产量的增长速度。据国务院安委会办公室下发的《关于落实2006-2007年关闭矿井计划目标的通知》，中国2006年将关闭小煤矿2652处，2007年将关闭2209处，中小煤矿的关停会进一步压缩占比达1/3以上的煤矿产量的增长速度，降低总体供给。据有关部门统计，至今我国煤炭行业已经关闭了不具备安全生产条件和非法煤矿5931处，淘汰落后产能1.1亿吨。按国家规划，“十一五”期间，通过实施资源整合与关闭淘汰，现有小型生产、在建煤矿生产能力由2005年的10.8亿吨，压减到2010年的7亿吨以内。
按国家规划，“十一五”末，我国煤炭产量为26亿吨，其中：大型煤矿产量14.5亿吨，比重占56%；中型煤矿产量4.5亿吨，比重占17%；小型煤矿数量控制在1万处，产量控制在7亿吨以内，比重占27%。原煤入选13亿吨，入选率50%。“十一五”期间，小型煤矿整合改造为大中型煤矿，增加产能2亿吨；新开工(新建和改扩建)煤矿规模4.5亿吨，形成产能2亿吨。重点建设10个千万吨级现代化露天煤矿，10个千万吨级安全高效现代化矿井。
铁路运力分布不均衡特点决定了区域性煤炭供求关系失衡。2007年，大秦线运力将在2005、2006两年增加1亿吨的基础上再增加5000万吨，将达到3亿吨的运能，其他线路仍然没有新增能力，资源、运力和市场需求之间的矛盾依然突出。由于铁路线路改造的原因及铁路投资增长速度低于其它工业行业，使得铁路运能不可能使供求达到完全吻合，铁路运力偏紧将始终贯穿整个2007年。有资源有市场的区域缺少运力，有运力的地方又缺少足够的资源和市场，造成煤炭市场新的供求失衡。因此较长时间里铁路运输依然是制约我国煤炭外运的瓶颈。
3、煤炭的进出口与库存：开始成为净进口国，库存处于合理状态
为了减少资源性产品出口，从2006年9月15日开始取消了执行近10年的煤炭出口退税政策。同时从2006年11月1日起以暂定税率形式对炼焦煤、焦炭等产品加征5%出口关税，对煤炭的进口税率由3%～6%降低为0～3%。煤炭出口税收政策的变化，一方面削弱了我国煤炭出口的竞争力，另一方面也减弱了我国煤炭企业出口的积极性。据海关统计，今年一季度我国煤炭出口1141万吨，下降31.9%；进口1430万吨，增长60.7%。进出口相抵，净进口289万吨，比同期净出口789万吨，多进少出1078万吨。我们认为，我国开始成为煤炭净进口国的局面，未来较长时间里不会改变。
中电联数据表明，目前直供电网电厂煤炭库存2651万吨，比年初增加241万吨、增长9.3%；主要中转港口煤炭库存1475万吨，比年初增加437万吨、增长42%。据安监总局数据，全国煤矿库存3270万吨，比年初减少882万吨、下降21.2%；全社会煤炭库存1.48亿吨，比年初增加359万吨、增长2.5%。我们认为目前煤炭的库存尚处于合理的状态。
4、煤炭的价格：呈现长期上升趋势
全球最大煤炭进口国日本经济的快速增长导致国际煤炭需求增长，而煤炭出口大国中国减少了国际煤炭供应量，国际煤炭价格自2006年11月以来保持较为强劲的上涨态势，其中澳大利亚动力煤现货价格2007年6月21日为62.25美元/吨，相比去年11月初的价格上涨了46%，离2004年7月1日创下的历史最高价格62.90美元/吨，相差不到1美元。我们预计未来一段时间里，国际煤价将继续高位运行，2008年年中有可能创出70美元/吨的历史新高。
在国内2007年年初的煤炭产运需衔接会上，非电煤价格平均上涨10-30元/吨，上涨幅度达到3-5%，电煤价格平均上涨30元/吨，上涨幅度高达8%。受“一金两费”预期，山西省煤炭合同价格上涨最大，平均高达40元/吨。一季度，原中央财政煤炭企业商品煤平均售价318.57元/吨，同比上涨15.99元、增长5.3%；供发电用煤平均售价230.05元/吨，同比上涨13.29元/吨、增长6.1%。从不同煤炭品种来看，一季度动力煤、炼焦煤、化肥用煤和焦炭全国平均出厂价格比去年四季度分别上涨4.64%、5.52%、6.63%和1.81%。5月下旬之后，无论是山西煤炭坑口价格，还是中转地秦皇岛煤炭价格，均出现了一波反弹行情，主要品种每吨5元的上涨幅度。5月30日中日煤炭价格谈判结果显示，我国煤炭出口价格大幅上升。其中，动力煤离岸价格为67-67.5美元/吨；冶金煤合同价在103-106美元/吨之间，与日本商定的动力煤长期协议出口价为每吨上升了14.03-14.53美元/吨，上涨幅度近30%。
从商务部煤炭市场现货平均价格走势图可以看出，我国煤炭现货平均价格在2006年7月开始回升，2007年2月创出历史新高439元/吨，3月份煤价小幅回落，5月份煤价反弹到436元/吨。同样我国煤炭及炼焦出厂价格指数也呈现明显的上升趋势(图6所示)。我们预计目前国内煤炭价格正处于新的一轮上升通道中，这种趋势至少可以延伸到2008年年末，并有望创出470元/吨的新高(如图5所示)。
推动未来煤价进一步上升的刚性因素。决定煤价的最主要、直接因素是：有效的供给、需求。未来较长时间里，煤炭仍然存在全局、或局部的供不应求态势，市场价格必然上扬。此外还有一些制度性因素推动未来的煤价长期上扬：
(1)煤炭价格成本构成机制的理顺，导致煤炭企业开采生产成本的上升，形成对煤价的强劲支撑。2006年11月，财政部等出台的《关于深化煤炭资源有偿使用制度改革试点的实施方案》，要求出让新设煤炭资源探矿权、采矿权，要以招标、拍卖、挂牌等市场竞争方式有偿取得。2007年开始，山西省开始征收煤炭可持续发展基金、煤矿转产发展基金、矿山环境治理恢复保证金，其中可持续发展基金征收管理办法，按煤种征收标准暂定为动力煤14元/吨、无烟煤18元/吨、焦煤20元/吨。加上资源补偿费、探矿权和采矿权价款、安全费用提取、以及“两津一贴”等，煤炭生产成本将大幅提高。除此之外，2006年9月1日起恢复征收的煤炭企业未利用塌陷地城镇土地使用税、进出口税率的调整；焦煤的资源税适用税额标准从3.20元/吨上调到8元/吨；山西省调整高速公路运价等等，都直接或间接地加大煤炭生产成本，支撑煤价的进一步上扬。
国家节能政策导向不支持煤价大幅下跌。国家发改委起草的《关于深化价格改革，促进资源节约和环境保护的意见》(简称《意见》)显示中国的资源性产品价格将面临一场全面调整。在煤炭价格上，新方案的主要思路是完善煤炭成本的构成，在成本中加入矿权取得成本、资源开采成本、生态环境恢复治理成本、安全生产成本以及资源枯竭后的退出成本。同时，设立矿山环境保证金和煤矿转产发展资金，征收办法是按煤炭销售收入的一定比例预留，专项用于矿山环境治理和资源枯竭后矿山转产。
(2)中国太原煤炭交易中心的设立，标志煤企定价权的上升，政策性成本将因此部分转移至下游。5月中旬，国务院正式批准建设中国太原煤炭交易中心，该中心的目标是建成年交易额8000亿元的大市场，成为世界第三或第四大的交易中心，比肩纽约原油和伦敦原油交易市场。该中心的设立标志着世界煤炭和焦炭市场将出现“中国价格”，这将增加我国在煤焦等重要能源商品领域的国际话语权。
综上所述，由于用煤行业的快速发展导致的煤炭需求大幅增长，而国家关停中小煤矿，限制煤矿产能快速扩张，以致煤炭供给增速的放慢；加上铁路瓶颈因素的长期存在，煤炭价格成本构成机制的理顺，导致煤炭企业开采生产成本的上升，形成对煤价的强劲支撑等制度性因素的共同作用，我们认为2007年下半年及未来较长时间里，煤炭呈现大体供需平衡、轻微的供不应求局面，同时局部地区、部分煤种、个别时段出现供应偏紧的情况难以避免，预计煤炭价格将继续呈现高位运行、小幅上扬的趋势。
二、煤炭行业的资源整合、资产注入带来的机遇
来的几年里，我国煤炭行业的发展将以整合为主、新建为辅。对中小煤矿实施整合改造，实现资源、资产、技术、人力等生产要素的整合和重组。在大型煤炭基地内，一个矿区原则上由一个主体开发，推进企业整合。鼓励大型煤炭企业整合重组和上下游产业融合，提高产业集中度。按国家规划，2010年我国煤炭产量控制在26亿吨，新增煤炭产量以大型煤矿为主，中型煤矿为辅。压减小型煤矿产量，严格限制煤矿超能力生产，大型煤矿、中型煤矿、小型煤矿分别占全部产量的56%、17%、27%。重点建设10个千万吨级现代化露天煤矿，10个千万吨级安全高效现代化矿井。促进以煤为基础，煤电、煤化、煤路等多元化发展，形成6～8个亿吨级和8～10个5000万吨级大型煤炭企业集团。
我国煤炭行业产业结构的调整，行业准入门槛的提升，抗风险能力的提高，有利于提升位于大型煤炭基地内的上市公司自身以及集团的实力和竞争优势，尤其给煤炭上市公司带来通过兼并收购式外延扩张，迅速扩大产能，实现超常规快速发展的大好机遇。
三、煤炭行业估值与投资建议
市场预期煤炭价格下跌，以致产生对煤炭行业景气下降的担心，2006年煤炭板块的平均涨幅只有50%左右，平均市盈率不到15倍，远远落后于大盘。进入2007年以来，煤炭板块作为估值洼地，其投资价值初步得到挖掘，价值得以回升。但是我们认为，一年来煤炭板块涨幅仍然低于大盘，其主要上市公司目前平均市盈率25倍左右，也低于市场平均值。鉴于用煤行业的快速发展导致煤炭需求大幅增长，而煤炭有效供给显得相对不足，以及开采生产成本上升、煤炭企业定价权的加强等制度性因素共同作用，未来较长时间里煤炭价格将继续呈现高位运行、小幅上扬的趋势，行业景气度持续上升；尤其煤炭资源整合、资产注入给相关上市公司带来快速发展的大好机遇。因此我们认为，煤炭板块现在投资价值仍然被低估了，存在继续上涨的强劲动力，主要煤炭上市公司的动态市盈率应该在30倍左右。我们给予煤炭板块的投资评级为“推荐”，或言之“优于大势”、“买入”。
在煤炭个股选择上，需要综合考虑煤炭上市公司近期煤炭产能扩张、长期煤炭资源储量的增加、盈利能力提升和经营业绩增长等因素。其中，煤炭产能的持续增长是决定煤炭公司未来可持续发展能力的重要指标，平煤天安、大同煤业、露天煤业等公司因为新建煤矿的陆续投产、或大股东煤矿资产的注入或整体上市，产能面临迅速的扩张，业绩将有快速的提升，更具估值优势。
1、重点关注：近期有明确计划，通过内部新建或改建、外部资产注入，实现煤炭产能大幅增加的公司目前大多数煤炭上市公司产能规模较大，具备整合所在地区煤炭资源的实力，具有比较明确的资产注入预期。煤炭产能扩张方式大致包括两种：内部建设与外部扩张，前者主要通过公司本身新建矿井、或技术改造提高现有矿井产能来实现，速度比较慢；后者则通过整合、收购其他已达产或在建煤矿(包括大股东资产)，短期内可以实现资产的快速膨胀，因此比前者具有明显的优势。我们建议重点关注大股东实力雄厚、煤资源丰富的公司，如大同煤业、西山煤电，其控股股东分别位居2006中国煤炭企业100强排名榜的第5位、第6位，集团销售收入分别是同期股份公司销售收入的8倍、4倍以上，资产注入的潜力很大。另外恒源煤电、开滦股份( 22.00,-0.23,-1.03%)、靖远煤电( 7.25,-0.49,-6.33%)、安源股份( 5.81,-0.33,-5.37%)等公司控股股东资产注入的潜力也较大，值得关注。
2、关注：拥有稀缺煤种，近期煤价可能较大幅度上涨的上市公司
优劣成为判断上市公司盈利的重要参考因素。按国家规划，2010年我国煤炭产量控制在26亿吨，主要增加优质动力用煤和优质高炉喷吹用煤生产，适度增加优质炼焦用煤和无烟块煤生产，控制高硫高灰煤炭生产。在很长时间里，优质动力煤、高炉喷吹用煤、炼焦煤供不应求且价格上涨较大，直接提升相关上市公司的业绩。相关上市公司兖州煤业( 14.20,0.30,2.16%)、大同煤业、西山煤电、平煤天安、开滦股份、潞安环能( 40.87,-1.51,-3.56%)值得重点关注。
3、关注：向下游产业拓展，致力煤炭上下游一体化的上市公司
大做强煤炭主业的同时，选择向下游非煤产业延伸，是那些煤炭资源相对比较贫乏的煤炭上市公司的最佳选择。国家现在积极推进煤炭液化示范工程和煤制烯烃项目，实现煤液化、煤化工产业化；支持煤炭企业联合建设大型坑口电厂，发展坑口煤矸石发电、热电联共、矿井疏干水综合利用的循环经济模式，实现煤炭就地转化等工作，这为相关公司的非煤业务发展指明了方向。
目前有多家上市公司积极拓展非煤业务，例如兰花科发展化肥业务，金牛能源( 15.96,0.06,0.38%)发展建材业务，上海能源( 13.71,-0.71,-4.92%)发展电解铝业务等。不过由于非煤业务的毛利率一般远远低于煤炭业务的毛利率，例如兰花科创( 29.92,0.05,0.17%)的煤炭业务毛利率为69%，化肥业务毛利率不到16%；金牛能源的煤炭业务毛利率约为43%，而建材业务的毛利率只有11%。经营业务过于多元化，形不成核心业务，无疑影响上市公司业绩的提升，例如安源股份的主营业务中煤炭占11%、玻璃业务占38%、水泥业务占19%、客车及配套占31%，公司2006年EPS不到0.06元，远远低于煤炭行业0.65元的均值。我们对煤炭上市公司发展非煤业务持有“谨慎乐观”的态度，更看好煤炭后备资源丰富，专心致志于发展煤炭单一业务的公司。
重点推荐买入五只煤炭股：平煤天安、大同煤业、西山煤电、露天煤业、恒源煤电。
1、平煤天安(601666)：储备丰富
未来3年煤炭产量年均复合增长率在13%以上，同时大股东优质煤炭资产注入值得期待，到2012年公司的煤炭储量有可能达到31.5亿吨，是目前储量的2.5倍左右，因此成长性比较突出。2007年1季度，公司完成募集资金收购集团三座煤矿，产能增长18%，最新核定原煤生产能力为2441万吨/年，产能位居煤炭上市公司前列。公司所产煤炭主要为焦煤、1/3焦煤和肥煤，由于下游的需求旺盛，公司综合煤价将继续保持上涨态势，长期具有抗跌的能力。洗煤厂的扩建将会生产更多高附加值的精煤，从而提高公司的商品煤销售均价。公司2007-2008年每股收益预测分别为0.98元、1.12元。综合考虑公司未来的盈利能力以及成长潜力，我们认为公司目前的股价较低，对其投资评级为“推荐”，长期合理市盈率应在30倍左右。
2、大同煤业(601001)：背景强大
是我国第3大煤炭集团(按产量)同煤集团未来煤炭资产注入的唯一资本运作平台。目前集团马脊梁矿、云岗矿、四台矿、精煤公司等经营性资产都委托公司进行经营管理，同煤集团“十一五”规划的产能是1.5亿吨，因此公司资产注入的空间很大，成长性在上市公司中非常突出。募集资金项目塔山煤矿设计产能1500万吨/年，成为近两年业绩增长点。公司的境外上市计划付诸实施有助于公司项目的拓展和业绩的提升。公司2007-2008年每股收益预测分别为0.84元、1.15元。鉴于公司未来煤炭上市公司龙头之一的地位，我们对其投资评级为“推荐”，长期合理市盈率应在32倍左右。
3、西山煤电(000983)：资源优势( 3130.184,-84.88,-2.64%)
主要煤种为肥精煤、焦精煤、瘦精煤和动力煤，是相对稀缺的煤种。公司具有一定的垄断地位和相应的定价权，可以将部分新增的成本向下游进行转移。煤电一体化也可以增加公司抗风险的能力。兴县项目的兴建将使公司煤炭产量实现翻番，对公司具有重大的战略意义。西铭矿洗煤厂技改项目、公司铁路建设项目、电厂3号机组等项目的未来经济效益都不错。作为焦煤龙头企业，公司具有长线投资价值。公司2007-2008年每股收益预测分别为0.94元、1.13元，投资评级为“推荐”，长期合理市盈率应在30倍左右。
4、露天煤业(002128)：资产注入
公司是国内五大露天煤矿之一，与井工开采不同，公司煤炭开采具有作业安全、煤炭资源利用率高、开采效率高、开采成本低、建设周期短等优点。控股股东中电霍煤集团将取得的二号露天矿、三号露天矿采矿权完整地转让给公司后，公司将拥有露天开采储量36亿吨，生产能力5000万吨/年。公司未来三年的净利润快速增长，如果集团公司资产注入加速的话，公司业绩还将有更大幅度的提升。公司2007-2008年每股收益预测分别为1.54元、1.70元，公司长期合理市盈率应在30倍左右，我们对其投资评级为“推荐”。
5、恒源煤电(600971)：潜力巨大
股东皖北煤电集团合计1450万吨/年的煤炭后备产能，为目前公司产能的4倍多，为公司的中长期增长打下坚实的基础。刘桥选煤厂技术改造项目投产后，洗精煤及洗精块的产量大幅提高，煤炭平均售价上升约40元/吨，公司抵御市场风险的能力得以进一步提升。刘桥煤泥煤矸石电厂主体结构已完工，该项目投产后将大大减轻公司电力成本上升带来的压力。公司未来几年产能持续扩张、煤价高位运行，2007-2008年每股收益预测分别为1.24元、1.42元，投资评级为“推荐”，长期合理市盈率应在30倍左右。
国元证券 周海鸥
投资摘要：
煤炭下游行业的快速发展导致煤炭需求强劲增长。国家宏观调控将使高耗煤行业的过快增长受到抑制，社会各方面的节能减排环保初见成效，导致煤炭总需求增幅会有所回落，但是回落的幅度不会很大，特别是电力、钢铁等行业用煤难以下降，煤化工产业有望成为煤炭消费新的增长点，煤炭总需求增长将持续快于供给的增长。
煤炭产能扩张速度受到有效遏制。目前包括新建、改扩建、技术改造和资源整合在内的全国煤矿在建规模高达11亿吨左右。但是随着国家加大宏观调控力度，清理煤矿在建项目，控制新开工煤矿项目，一定程度上抑制了煤炭投资的过快增长。铁路运力分布不均衡特点决定了区域性煤炭供求关系失衡。
由于煤炭供给相对需求不足，煤价呈现长期上升趋势。2007年下半年及未来较长时间里，煤炭呈现大体供需平衡，局部地区、部分煤种、个别时段出现供应偏紧的情况难以避免，预计煤炭价格维持高位运行、小幅上扬的趋势。煤炭价格成本构成机制的理顺，导致煤炭企业开采生产成本的上升；国家资源性产品价格改革、节能环保政策促使煤价上涨，煤企定价权的上升以及其他一些制度性因素推动未来的煤价长期上扬。
煤炭行业整合给上市公司带来极好的发展机遇。我国煤炭行业产业结构的调整，行业准入门槛的提升，抗风险能力的提高，有利于提升煤炭上市公司自身以及集团的实力和竞争优势，尤其给煤炭上市公司带来通过兼并收购式外延扩张，迅速扩大产能，实现超常规快速发展的大好机遇。
煤炭行业上市公司仍具估值优势，投资风险较小。进入2007年以来，煤炭板块作为估值洼地，其投资价值初步得到挖掘。但是一年来煤炭板块涨幅仍然低于大盘，目前主要煤炭股市盈率25倍左右，也低于市场平均值。鉴于未来较长时间里煤炭行业景气度持续上升，尤其资源整合、资产注入给煤炭上市公司带来快速发展的大好机遇，煤炭板块现在仍然具有较强的投资价值，存在继续强劲上涨的动力，主要煤炭上市公司的市盈率应该在30倍左右。我们给予煤炭板块的投资评级为“推荐”，或言之“优于大势”、“买入”。
在煤炭个股选择上，重点关注：近期有明确计划通过内部新建改建、外部资产注入、或控股股东整体上市，从而实现煤炭产能大幅增加的公司，它们业绩将有快速的提升，更具估值优势。重点推荐买入五只煤炭股：平煤天安( 18.01,-0.39,-2.12%)、大同煤业( 25.29,-0.57,-2.20%)、西山煤电( 28.23,0.84,3.07%)、露天煤业、恒源煤电( 24.45,-1.42,-5.49%)。
一、煤炭价格：上升之势锐不可当
1、煤炭的需求：强劲增长
我国主要耗煤行业均保持较快的发展速度，拉动煤炭需求强劲增长。今年前5个月，主要耗煤行业火电、焦炭、粗钢、水泥行业的累计产量同比增幅分别为18.4%、21.7%、20.0%、16.1%，都远远大于同期原煤产量12.5%的增长率。随着电力新投装机容量进入高峰期，建筑施工逐步进入高潮，水泥及其它建材产品产量和钢铁产量都将较快增长，煤炭总需求高增长势头将得以延续。预计2007年下半年、2008年煤炭需求的增长将继续快于煤炭有效供给的增长(图1)。
由于2007年全年全国电力行业煤炭需求仍将保持快速增长的势头，钢铁、建材行业的煤炭需求量增速也不会出现重大的转折，因此我们预计2007年全国煤炭需求增量将在1.9亿吨左右，其中，重点用煤行业增加煤炭需求约1.52亿吨，分别为电力新增机组增加煤炭需求10400万吨；冶金行业增加煤炭需求1700万吨；居民生活用煤增加2200万吨，其他行业增加煤炭需求900万吨。
综合考虑经济结构调整、技术进步和节能降耗等因素，预计2010年全国煤炭需求总量为26亿吨。电力、钢铁工业用煤继续快速增长，建材工业用煤基本维持不变，煤化工产业成为新的增长点。随着宏观调控成效的进一步显现，以及发展循环经济，高耗能产品的过快增长进一步受到抑制，社会各方面的节能减排效果更加明显，导致煤炭需求增幅将会有所回落，即使如此主要耗煤行业增长速度仍是比较高的。例如“十一五”期间，我国电力将“以大型高效机组为重点优化发展煤电，在保护生态基础上有序开发水电，积极发展核电”。“十一五”期间全国安排开工规模2亿千瓦，2005年发电装机达到4.8亿千瓦左右，2010年发电装机达到6.5亿千瓦左右，其中煤电大约占76%。在中长期规划方面，2011-2020年均净增装机容量3000万千瓦，到2020年发电装机容量达到9.5亿千瓦左右，其中煤电大约占64%，因此未来几年煤炭的需求不会萎缩，仍将保持较快的增长速度。
2、煤炭产能扩张与有效供给：受到有效遏制煤炭行业固定资产投资显著放慢。自2002年到2005年，煤炭产业投资年均增长50%。2006年煤炭采选业投资完成额1479亿元，增长27.2%。迅猛增长的投资使煤炭产能持续大幅增加，2002年至2006年，新投产产能约为6.66亿吨左右。据不完全调查统计，目前包括新建、改扩建、技术改造和资源整合在内的全国煤矿在建规模高达11亿吨左右。为了避免出现煤炭供需失衡，防止煤炭经济大起大落，国家发改委等部门下发了《加快煤炭行业结构调整，应对产能过剩的指导意见》等文件，在全国范围内对不符合产业政策和规划的煤炭在建项目进行清理检查，坚决停止违规和规避审核的建设项目，以遏制行业低水平重复建设。随着国家加大宏观调控力度，清理煤矿在建项目，控制新开工煤矿项目，一定程度上抑制了煤炭投资的过快增长。2007年前五个月，我国煤炭开采及洗选业固定资产投资358亿元，同比增长13.5%，相比去年同期增幅和全年增幅，均有较大回落。预计2007年下半年、2008年煤炭行业固定资产投资增速仍保持下降的趋势(见图2)。
中小煤矿的关停压缩占比达1/3以上的煤矿产量的增长速度。据国务院安委会办公室下发的《关于落实2006-2007年关闭矿井计划目标的通知》，中国2006年将关闭小煤矿2652处，2007年将关闭2209处，中小煤矿的关停会进一步压缩占比达1/3以上的煤矿产量的增长速度，降低总体供给。据有关部门统计，至今我国煤炭行业已经关闭了不具备安全生产条件和非法煤矿5931处，淘汰落后产能1.1亿吨。按国家规划，“十一五”期间，通过实施资源整合与关闭淘汰，现有小型生产、在建煤矿生产能力由2005年的10.8亿吨，压减到2010年的7亿吨以内。
按国家规划，“十一五”末，我国煤炭产量为26亿吨，其中：大型煤矿产量14.5亿吨，比重占56%；中型煤矿产量4.5亿吨，比重占17%；小型煤矿数量控制在1万处，产量控制在7亿吨以内，比重占27%。原煤入选13亿吨，入选率50%。“十一五”期间，小型煤矿整合改造为大中型煤矿，增加产能2亿吨；新开工(新建和改扩建)煤矿规模4.5亿吨，形成产能2亿吨。重点建设10个千万吨级现代化露天煤矿，10个千万吨级安全高效现代化矿井。
铁路运力分布不均衡特点决定了区域性煤炭供求关系失衡。2007年，大秦线运力将在2005、2006两年增加1亿吨的基础上再增加5000万吨，将达到3亿吨的运能，其他线路仍然没有新增能力，资源、运力和市场需求之间的矛盾依然突出。由于铁路线路改造的原因及铁路投资增长速度低于其它工业行业，使得铁路运能不可能使供求达到完全吻合，铁路运力偏紧将始终贯穿整个2007年。有资源有市场的区域缺少运力，有运力的地方又缺少足够的资源和市场，造成煤炭市场新的供求失衡。因此较长时间里铁路运输依然是制约我国煤炭外运的瓶颈。
3、煤炭的进出口与库存：开始成为净进口国，库存处于合理状态
为了减少资源性产品出口，从2006年9月15日开始取消了执行近10年的煤炭出口退税政策。同时从2006年11月1日起以暂定税率形式对炼焦煤、焦炭等产品加征5%出口关税，对煤炭的进口税率由3%～6%降低为0～3%。煤炭出口税收政策的变化，一方面削弱了我国煤炭出口的竞争力，另一方面也减弱了我国煤炭企业出口的积极性。据海关统计，今年一季度我国煤炭出口1141万吨，下降31.9%；进口1430万吨，增长60.7%。进出口相抵，净进口289万吨，比同期净出口789万吨，多进少出1078万吨。我们认为，我国开始成为煤炭净进口国的局面，未来较长时间里不会改变。
中电联数据表明，目前直供电网电厂煤炭库存2651万吨，比年初增加241万吨、增长9.3%；主要中转港口煤炭库存1475万吨，比年初增加437万吨、增长42%。据安监总局数据，全国煤矿库存3270万吨，比年初减少882万吨、下降21.2%；全社会煤炭库存1.48亿吨，比年初增加359万吨、增长2.5%。我们认为目前煤炭的库存尚处于合理的状态。
4、煤炭的价格：呈现长期上升趋势
全球最大煤炭进口国日本经济的快速增长导致国际煤炭需求增长，而煤炭出口大国中国减少了国际煤炭供应量，国际煤炭价格自2006年11月以来保持较为强劲的上涨态势，其中澳大利亚动力煤现货价格2007年6月21日为62.25美元/吨，相比去年11月初的价格上涨了46%，离2004年7月1日创下的历史最高价格62.90美元/吨，相差不到1美元。我们预计未来一段时间里，国际煤价将继续高位运行，2008年年中有可能创出70美元/吨的历史新高。
在国内2007年年初的煤炭产运需衔接会上，非电煤价格平均上涨10-30元/吨，上涨幅度达到3-5%，电煤价格平均上涨30元/吨，上涨幅度高达8%。受“一金两费”预期，山西省煤炭合同价格上涨最大，平均高达40元/吨。一季度，原中央财政煤炭企业商品煤平均售价318.57元/吨，同比上涨15.99元、增长5.3%；供发电用煤平均售价230.05元/吨，同比上涨13.29元/吨、增长6.1%。从不同煤炭品种来看，一季度动力煤、炼焦煤、化肥用煤和焦炭全国平均出厂价格比去年四季度分别上涨4.64%、5.52%、6.63%和1.81%。5月下旬之后，无论是山西煤炭坑口价格，还是中转地秦皇岛煤炭价格，均出现了一波反弹行情，主要品种每吨5元的上涨幅度。5月30日中日煤炭价格谈判结果显示，我国煤炭出口价格大幅上升。其中，动力煤离岸价格为67-67.5美元/吨；冶金煤合同价在103-106美元/吨之间，与日本商定的动力煤长期协议出口价为每吨上升了14.03-14.53美元/吨，上涨幅度近30%。
从商务部煤炭市场现货平均价格走势图可以看出，我国煤炭现货平均价格在2006年7月开始回升，2007年2月创出历史新高439元/吨，3月份煤价小幅回落，5月份煤价反弹到436元/吨。同样我国煤炭及炼焦出厂价格指数也呈现明显的上升趋势(图6所示)。我们预计目前国内煤炭价格正处于新的一轮上升通道中，这种趋势至少可以延伸到2008年年末，并有望创出470元/吨的新高(如图5所示)。
推动未来煤价进一步上升的刚性因素。决定煤价的最主要、直接因素是：有效的供给、需求。未来较长时间里，煤炭仍然存在全局、或局部的供不应求态势，市场价格必然上扬。此外还有一些制度性因素推动未来的煤价长期上扬：
(1)煤炭价格成本构成机制的理顺，导致煤炭企业开采生产成本的上升，形成对煤价的强劲支撑。2006年11月，财政部等出台的《关于深化煤炭资源有偿使用制度改革试点的实施方案》，要求出让新设煤炭资源探矿权、采矿权，要以招标、拍卖、挂牌等市场竞争方式有偿取得。2007年开始，山西省开始征收煤炭可持续发展基金、煤矿转产发展基金、矿山环境治理恢复保证金，其中可持续发展基金征收管理办法，按煤种征收标准暂定为动力煤14元/吨、无烟煤18元/吨、焦煤20元/吨。加上资源补偿费、探矿权和采矿权价款、安全费用提取、以及“两津一贴”等，煤炭生产成本将大幅提高。除此之外，2006年9月1日起恢复征收的煤炭企业未利用塌陷地城镇土地使用税、进出口税率的调整；焦煤的资源税适用税额标准从3.20元/吨上调到8元/吨；山西省调整高速公路运价等等，都直接或间接地加大煤炭生产成本，支撑煤价的进一步上扬。
国家节能政策导向不支持煤价大幅下跌。国家发改委起草的《关于深化价格改革，促进资源节约和环境保护的意见》(简称《意见》)显示中国的资源性产品价格将面临一场全面调整。在煤炭价格上，新方案的主要思路是完善煤炭成本的构成，在成本中加入矿权取得成本、资源开采成本、生态环境恢复治理成本、安全生产成本以及资源枯竭后的退出成本。同时，设立矿山环境保证金和煤矿转产发展资金，征收办法是按煤炭销售收入的一定比例预留，专项用于矿山环境治理和资源枯竭后矿山转产。
(2)中国太原煤炭交易中心的设立，标志煤企定价权的上升，政策性成本将因此部分转移至下游。5月中旬，国务院正式批准建设中国太原煤炭交易中心，该中心的目标是建成年交易额8000亿元的大市场，成为世界第三或第四大的交易中心，比肩纽约原油和伦敦原油交易市场。该中心的设立标志着世界煤炭和焦炭市场将出现“中国价格”，这将增加我国在煤焦等重要能源商品领域的国际话语权。
综上所述，由于用煤行业的快速发展导致的煤炭需求大幅增长，而国家关停中小煤矿，限制煤矿产能快速扩张，以致煤炭供给增速的放慢；加上铁路瓶颈因素的长期存在，煤炭价格成本构成机制的理顺，导致煤炭企业开采生产成本的上升，形成对煤价的强劲支撑等制度性因素的共同作用，我们认为2007年下半年及未来较长时间里，煤炭呈现大体供需平衡、轻微的供不应求局面，同时局部地区、部分煤种、个别时段出现供应偏紧的情况难以避免，预计煤炭价格将继续呈现高位运行、小幅上扬的趋势。
二、煤炭行业的资源整合、资产注入带来的机遇
来的几年里，我国煤炭行业的发展将以整合为主、新建为辅。对中小煤矿实施整合改造，实现资源、资产、技术、人力等生产要素的整合和重组。在大型煤炭基地内，一个矿区原则上由一个主体开发，推进企业整合。鼓励大型煤炭企业整合重组和上下游产业融合，提高产业集中度。按国家规划，2010年我国煤炭产量控制在26亿吨，新增煤炭产量以大型煤矿为主，中型煤矿为辅。压减小型煤矿产量，严格限制煤矿超能力生产，大型煤矿、中型煤矿、小型煤矿分别占全部产量的56%、17%、27%。重点建设10个千万吨级现代化露天煤矿，10个千万吨级安全高效现代化矿井。促进以煤为基础，煤电、煤化、煤路等多元化发展，形成6～8个亿吨级和8～10个5000万吨级大型煤炭企业集团。
我国煤炭行业产业结构的调整，行业准入门槛的提升，抗风险能力的提高，有利于提升位于大型煤炭基地内的上市公司自身以及集团的实力和竞争优势，尤其给煤炭上市公司带来通过兼并收购式外延扩张，迅速扩大产能，实现超常规快速发展的大好机遇。
三、煤炭行业估值与投资建议
市场预期煤炭价格下跌，以致产生对煤炭行业景气下降的担心，2006年煤炭板块的平均涨幅只有50%左右，平均市盈率不到15倍，远远落后于大盘。进入2007年以来，煤炭板块作为估值洼地，其投资价值初步得到挖掘，价值得以回升。但是我们认为，一年来煤炭板块涨幅仍然低于大盘，其主要上市公司目前平均市盈率25倍左右，也低于市场平均值。鉴于用煤行业的快速发展导致煤炭需求大幅增长，而煤炭有效供给显得相对不足，以及开采生产成本上升、煤炭企业定价权的加强等制度性因素共同作用，未来较长时间里煤炭价格将继续呈现高位运行、小幅上扬的趋势，行业景气度持续上升；尤其煤炭资源整合、资产注入给相关上市公司带来快速发展的大好机遇。因此我们认为，煤炭板块现在投资价值仍然被低估了，存在继续上涨的强劲动力，主要煤炭上市公司的动态市盈率应该在30倍左右。我们给予煤炭板块的投资评级为“推荐”，或言之“优于大势”、“买入”。
在煤炭个股选择上，需要综合考虑煤炭上市公司近期煤炭产能扩张、长期煤炭资源储量的增加、盈利能力提升和经营业绩增长等因素。其中，煤炭产能的持续增长是决定煤炭公司未来可持续发展能力的重要指标，平煤天安、大同煤业、露天煤业等公司因为新建煤矿的陆续投产、或大股东煤矿资产的注入或整体上市，产能面临迅速的扩张，业绩将有快速的提升，更具估值优势。
1、重点关注：近期有明确计划，通过内部新建或改建、外部资产注入，实现煤炭产能大幅增加的公司目前大多数煤炭上市公司产能规模较大，具备整合所在地区煤炭资源的实力，具有比较明确的资产注入预期。煤炭产能扩张方式大致包括两种：内部建设与外部扩张，前者主要通过公司本身新建矿井、或技术改造提高现有矿井产能来实现，速度比较慢；后者则通过整合、收购其他已达产或在建煤矿(包括大股东资产)，短期内可以实现资产的快速膨胀，因此比前者具有明显的优势。我们建议重点关注大股东实力雄厚、煤资源丰富的公司，如大同煤业、西山煤电，其控股股东分别位居2006中国煤炭企业100强排名榜的第5位、第6位，集团销售收入分别是同期股份公司销售收入的8倍、4倍以上，资产注入的潜力很大。另外恒源煤电、开滦股份( 22.00,-0.23,-1.03%)、靖远煤电( 7.25,-0.49,-6.33%)、安源股份( 5.81,-0.33,-5.37%)等公司控股股东资产注入的潜力也较大，值得关注。
2、关注：拥有稀缺煤种，近期煤价可能较大幅度上涨的上市公司
优劣成为判断上市公司盈利的重要参考因素。按国家规划，2010年我国煤炭产量控制在26亿吨，主要增加优质动力用煤和优质高炉喷吹用煤生产，适度增加优质炼焦用煤和无烟块煤生产，控制高硫高灰煤炭生产。在很长时间里，优质动力煤、高炉喷吹用煤、炼焦煤供不应求且价格上涨较大，直接提升相关上市公司的业绩。相关上市公司兖州煤业( 14.20,0.30,2.16%)、大同煤业、西山煤电、平煤天安、开滦股份、潞安环能( 40.87,-1.51,-3.56%)值得重点关注。
3、关注：向下游产业拓展，致力煤炭上下游一体化的上市公司
大做强煤炭主业的同时，选择向下游非煤产业延伸，是那些煤炭资源相对比较贫乏的煤炭上市公司的最佳选择。国家现在积极推进煤炭液化示范工程和煤制烯烃项目，实现煤液化、煤化工产业化；支持煤炭企业联合建设大型坑口电厂，发展坑口煤矸石发电、热电联共、矿井疏干水综合利用的循环经济模式，实现煤炭就地转化等工作，这为相关公司的非煤业务发展指明了方向。
目前有多家上市公司积极拓展非煤业务，例如兰花科发展化肥业务，金牛能源( 15.96,0.06,0.38%)发展建材业务，上海能源( 13.71,-0.71,-4.92%)发展电解铝业务等。不过由于非煤业务的毛利率一般远远低于煤炭业务的毛利率，例如兰花科创( 29.92,0.05,0.17%)的煤炭业务毛利率为69%，化肥业务毛利率不到16%；金牛能源的煤炭业务毛利率约为43%，而建材业务的毛利率只有11%。经营业务过于多元化，形不成核心业务，无疑影响上市公司业绩的提升，例如安源股份的主营业务中煤炭占11%、玻璃业务占38%、水泥业务占19%、客车及配套占31%，公司2006年EPS不到0.06元，远远低于煤炭行业0.65元的均值。我们对煤炭上市公司发展非煤业务持有“谨慎乐观”的态度，更看好煤炭后备资源丰富，专心致志于发展煤炭单一业务的公司。
重点推荐买入五只煤炭股：平煤天安、大同煤业、西山煤电、露天煤业、恒源煤电。
1、平煤天安(601666)：储备丰富
未来3年煤炭产量年均复合增长率在13%以上，同时大股东优质煤炭资产注入值得期待，到2012年公司的煤炭储量有可能达到31.5亿吨，是目前储量的2.5倍左右，因此成长性比较突出。2007年1季度，公司完成募集资金收购集团三座煤矿，产能增长18%，最新核定原煤生产能力为2441万吨/年，产能位居煤炭上市公司前列。公司所产煤炭主要为焦煤、1/3焦煤和肥煤，由于下游的需求旺盛，公司综合煤价将继续保持上涨态势，长期具有抗跌的能力。洗煤厂的扩建将会生产更多高附加值的精煤，从而提高公司的商品煤销售均价。公司2007-2008年每股收益预测分别为0.98元、1.12元。综合考虑公司未来的盈利能力以及成长潜力，我们认为公司目前的股价较低，对其投资评级为“推荐”，长期合理市盈率应在30倍左右。
2、大同煤业(601001)：背景强大
是我国第3大煤炭集团(按产量)同煤集团未来煤炭资产注入的唯一资本运作平台。目前集团马脊梁矿、云岗矿、四台矿、精煤公司等经营性资产都委托公司进行经营管理，同煤集团“十一五”规划的产能是1.5亿吨，因此公司资产注入的空间很大，成长性在上市公司中非常突出。募集资金项目塔山煤矿设计产能1500万吨/年，成为近两年业绩增长点。公司的境外上市计划付诸实施有助于公司项目的拓展和业绩的提升。公司2007-2008年每股收益预测分别为0.84元、1.15元。鉴于公司未来煤炭上市公司龙头之一的地位，我们对其投资评级为“推荐”，长期合理市盈率应在32倍左右。
3、西山煤电(000983)：资源优势( 3130.184,-84.88,-2.64%)
主要煤种为肥精煤、焦精煤、瘦精煤和动力煤，是相对稀缺的煤种。公司具有一定的垄断地位和相应的定价权，可以将部分新增的成本向下游进行转移。煤电一体化也可以增加公司抗风险的能力。兴县项目的兴建将使公司煤炭产量实现翻番，对公司具有重大的战略意义。西铭矿洗煤厂技改项目、公司铁路建设项目、电厂3号机组等项目的未来经济效益都不错。作为焦煤龙头企业，公司具有长线投资价值。公司2007-2008年每股收益预测分别为0.94元、1.13元，投资评级为“推荐”，长期合理市盈率应在30倍左右。
4、露天煤业(002128)：资产注入
公司是国内五大露天煤矿之一，与井工开采不同，公司煤炭开采具有作业安全、煤炭资源利用率高、开采效率高、开采成本低、建设周期短等优点。控股股东中电霍煤集团将取得的二号露天矿、三号露天矿采矿权完整地转让给公司后，公司将拥有露天开采储量36亿吨，生产能力5000万吨/年。公司未来三年的净利润快速增长，如果集团公司资产注入加速的话，公司业绩还将有更大幅度的提升。公司2007-2008年每股收益预测分别为1.54元、1.70元，公司长期合理市盈率应在30倍左右，我们对其投资评级为“推荐”。
5、恒源煤电(600971)：潜力巨大
股东皖北煤电集团合计1450万吨/年的煤炭后备产能，为目前公司产能的4倍多，为公司的中长期增长打下坚实的基础。刘桥选煤厂技术改造项目投产后，洗精煤及洗精块的产量大幅提高，煤炭平均售价上升约40元/吨，公司抵御市场风险的能力得以进一步提升。刘桥煤泥煤矸石电厂主体结构已完工，该项目投产后将大大减轻公司电力成本上升带来的压力。公司未来几年产能持续扩张、煤价高位运行，2007-2008年每股收益预测分别为1.24元、1.42元，投资评级为“推荐”，长期合理市盈率应在30倍左右。
风电
前面贴的一篇有关风电的文章，今晚才看了。这篇文章的水平之高，让我无比惊讶。
银河证券的吴闻，这家伙是什么来头啊，怎么这么厉害！怎么可以知道那么东西，背后要有多少的资料累积啊！
内地的证券分析水平这么高，简直是不可思议。
当然，也许是我见识浅薄。但我真的还是第一次见到，有一份证券研究报告，是可以说清楚这个行业，也知道自己在说些什么的。
银河证券的吴闻，这家伙是什么来头啊，怎么这么厉害！怎么可以知道那么东西，背后要有多少的资料累积啊！
内地的证券分析水平这么高，简直是不可思议。
当然，也许是我见识浅薄。但我真的还是第一次见到，有一份证券研究报告，是可以说清楚这个行业，也知道自己在说些什么的。
研究煤炭
今晚和一间国企的高层吃饭，他说了看好煤炭股的几个原因，很有道理。
老总说的一句话很有道理，在中国，永远是上游业务赚得比下游业务多，什么行业都一样，这是体制决定的，在煤炭行业，这个特征更为突出。而且更少受外界影响。
我想，我还是要研究煤炭了。
要重新学习煤炭股，真的要很多东西看。
老总说的一句话很有道理，在中国，永远是上游业务赚得比下游业务多，什么行业都一样，这是体制决定的，在煤炭行业，这个特征更为突出。而且更少受外界影响。
我想，我还是要研究煤炭了。
要重新学习煤炭股，真的要很多东西看。
Friday, June 29, 2007
风电设备：快速发展稳定市场格局未形成
http://www.sina.com.cn 2007年06月27日 20:41 银河证券
银河证券 吴闻
投资要点：
全球风电装机快速增长：从1996年起，全球累计风电装机连续11年增速超过20%，平均增速达到28.35%。至2006年底，世界风力装机总量达到74223MW，当年新增装机15197MW。由于风电成本持续下降，需求上升，预计在2020年前，全球风电装机仍可维持年均约20%的高速增长。
全球风电设备短期供不应求：需求的不断增长、现有产能的不足两大因素导致近两年国际市场上风机整体上供不应求。产能方面的制约主要在于大型齿轮箱和主轴这两个零部件的生产能力不足。
我国风电装机加速增长：至2006年，我国累计装机总量达2604MW，2004年至2006年每年新增装机容量增速均超过100%。根据我国能源发展规划，2006年至2020年，平均每年装机约1900MW，投资约152亿元，实际将远远超过这个数值。
行业竞争加剧：随着大批企业介入风机制造领域，国外风机制造商纷纷进入国内设厂，MW级风电机组的研制生产竞争加速。外资厂商在2006年新增装机中占55.10%的份额，近年来纷纷在国内设厂；内资厂商中金风科技占内资新增装机80%市场份额，华锐、东汽等大型国企背景企业依托集团雄厚实力迅速崛起；部分零部件厂商将进入整机制造业。我国风电设备制造业将进入战国时代。
国内政策环境趋好：目前，我国风机制造业面临较好的政策环境，目前对行业比较有利的政策包括国产化率要求、风电全额上网、电价分摊和财税扶持等，为本土风机厂商的壮大和风力发电行业的全面成长提供了保障。
风电设备制造业上市公司市盈率和投资收益高：全球主要上市公司2006年市盈率约为50～70倍；年投资回报率平均达144%，远高于这些公司所在证券市场综合指数约40%的平均涨幅。我国主要风电设备制造上市公司2006年市盈率中位数为104倍，年投资回报率平均达189.21%。考虑到过去一年上证深证指数涨幅均超过150%，我国风电设备制造业上市公司股价涨幅相对于综合指数的涨幅依然比世界水平低。
国内风电设备上市公司业绩尚难以预期：目前风电设备上市公司多数处于产品试制阶段，有的公司甚至还未生产出一台风机，它们未来的业绩存在很大不确定性。国内风电设备上市公司对综合指数的溢价，与国际主要厂商相比并不高，未来业绩的不确定性以及国内上市公司风电设备业务比例较小是造成这一现象的主要原因，在目前市场不应该给予它们过高的溢价。未来在市场竞争中拥有成熟产品和业务的公司，参照国际上的高溢价，给予它们较高的估值水平是合理的。
建议关注以下公司：湘电股份( 31.60,-1.44,-4.36%)、天威保变( 29.65,-0.48,-1.59%)、华仪电气( 44.40,-1.81,-3.92%)和银星能源。
一、全球风电设备制造状况：加速发展
近些年，由于经济的发展，世界范围内对能源需求持续增加，全球油价维持高位，天然气价格不断攀升，化石燃料使用带来的环境问题日益突出，清洁可再生的新能源正引起广泛的关注。在各类新能源中，风力发电是技术相对成熟、最具大规模商业开发条件、成本相对较低的一种，受到各国的普遍重视，装机容量快速增长。风力发电机从19世纪开始提出，到20实际80年代开始飞速发展。近20年，风机功率增大了100倍，成本也大幅下降。据估算，地球上的风能资源是水能资源的十倍，高达每年53万亿千瓦时，目前被开发的只是微不足道的一部分。
风电需求的快速增长及其进一步增长前景带动了风力发电设备行业的壮大，上游零部件厂商和中游整机装配厂商发展迅速，同时促进了风机技术向容量更大、性能更稳定、风能利用率更高的方向改进。
目前中国本土厂商大多数都处在引进、吸收外资厂商的先进技术和运营方法的阶段，可以预期未来本土厂商将在很大程度上复制目前世界领先风电设备公司的产品和运营模式。
1.世界装机总量：欧洲先行世界
风电装机容量的增长，二十世纪八十年代主要集中在美国。从1986年起，美国过早地停止了鼓励风电发展的优惠政策；反观欧洲，在九十年代初一些国家建立了较全面的支持可再生能源政策，在接下来的时间里欧洲取得了更快的发展，至2006年底，约48000MW风机安装在欧洲，占全球65.18%,
2.需求和供给特征：短期零部件短缺，供不应求
(1)需求：短期供不应求
全球装机需求持续快速增长，短期供不应求从1996年起，全球累计风电装机连续11年增速超过20%，平均增速达到28.35%，至2006年底达到74223MW；新增装机维持高位，呈波动性增长，1996年以来平均增速27.19%，06年新增15197MW。
根据风电市场咨询公司BTM的报告，对2007年可以完成交付的风机需求达到20000MW，然而受生产能力限制，2007年可以完成的装机与2006年大致相当，至2009年可以大致实现供需平衡。
新增装机半数在欧洲，亚洲和美洲风电市场成长迅速欧洲依然是最主要的风电使用区域，但是新增装机的全球市场份额从2005年的70%下降到2006年的51%.亚洲国家装机发展迅速，主要由印度和中国驱动。美洲国家同样发展迅速，占2006年世界装机总需求的23.4%...政治因素推动需求增加各国对能源供给的安全性和气候改变的越来越关注。过去一年发生的时间更加让此类时间进一步得到关注，如俄罗斯乌克兰之间的“天然气危机”，美国总统布什推动的新能源政策，国际组织对全球气候改变的关注等。
对未来的预期：2020年以前累计装机年复合增长率达20%
根据风电发展的迅猛势头，我们预计2020年前，全球风电累计装机将以20%的复合增长率增长。欧洲风能协会和绿色和平组织认为，世界风能资源足够，风电上网没有实质性障碍，到2020年风电装机可达到12.6亿千瓦，风电电量达3.1万亿千瓦时，占2020年总发电量的12%；这是一个惊人的数字，是目前风电总装机的17倍，能否实现取决于世界各国政府的决策。
2006年全球新装风电设备价值达230亿美元，已经形成了一个很大的产业，行业规模的增大和快速发展吸引了更多的企业投入风电设备制造行业。预计至2010年和2020年全球风电设备市场容量将分别达到320亿美元和1200亿美元。
(2)供给：风机供不应求，价格上涨，零部件短缺2006年风机供给的瓶颈在于齿轮箱和轴承。主流风机容量已经从1MW提高到2MW，满足要求的零部件相应地减少，齿轮箱和主轴厂商更新生产线需要2年，产能难以迅速提高。由于零部件方面的短缺，造成了整机供应的短缺。此外，钢铁、铜线、碳纤维等原材料价格的上涨也是整机价格上涨的重要原因。
以2006年的需求来衡量，叶片、发电机和塔架供给能力大于需求，齿轮箱、大型轴承供给能力小于需求。
3.技术发展趋势：更大容量、新型结构和材料、海上风机近二十年来，国际上大型风电技术日趋成熟。在不断降低风力发电成本和扩大可经济利用的风力资源量的目标驱动下，国际上的风电机组不断向如下方向发展：
更大的单机容量，目前国际上主流的风电机组已达到2～3MW..新型机组结构和材料，最新主流技术为变桨变速恒频和无齿轮箱直驱技术..海上专用风电机组目前，MW级以下机组中仍被广泛采用失速调节方式，但是MW级以上的新机组普遍采用了变桨变速恒频的先进技术。近几年，直接驱动技术发展迅速，这种技术避免了齿轮箱这一传动环节和部件，使机组的可靠性和效率更高，发展前景良好。目前，国际上大规模安装的2.5～3.5MW机组普遍采用轻质高性能的玻璃纤维叶片，但更大的5～10MW叶片则开始尝试引用碳纤维材料。
值得注意的使，即使存在主流风机电机容量不断扩大、向10MW级巨型海上风电机组发展的趋势，欧美风电产业认为2～3MMW级以下单机容量的机组仍将长期存在，也就是说，系列化多种容量机型将并存以满足各类细分风电市场。
4.国际厂商竞争关系：行业整合幅度加大丹麦、荷兰、德国等国的企业是国际上第一批涉足风机制造领域的企业，通过长期的自主研发和市场扩张，已于20世纪末建立了技术领先、市场份额最大的地位。随后的国家/企业则采取了与其不同的风机国产化发展思路，包括建立合资企业、技术转让、鼓励国外风机制造企业将其生产基地转向本国等。
在风电业发展的早期，丹麦的风电制造企业以其运行可靠的失速型中小风电机组战胜了美国生产的MW级大容量机组，赢得了市场并为整个风电业的生存和规模化发展奠定了基础。经过长期逐步的技术改造和创新，目前国际风机制造业已经开发出高效可靠的3MW级机组，为风电发展提供了坚实的装备供应基础。
进入21世纪以来，国际上风电设备制造企业之间频频发生并购重组事件，巨型企业加入风电业，行业集中度不断上升，中小企业生存和发展空间变得狭小艰难。2003年，丹麦的Vestas公司吞并了NEG Micon，成为世界上最大的风机制造商；美国通用电气(GE)在2002年通过并购安然风力公司进入风能市场；德国西门子公司于2004年兼并了丹麦Bonus公司，成为风机制造业第五大公司。
据全球风能协会(GWEC)数据，2006年全球新增风电装机容量15197MW，在前十家制造企业中，前四家和前八家企业分别占据全球市场75%和96%的市场份额，其中排名第一的丹麦的Vestas占据了28.2%的市场份额，较前一年35%的市场份额有所降低，竞争主要来自增长较快的发展中国家。值得注意的是印度的Suzlon公司在激烈的竞争中已经由第八前进到第五，占据7.7%的市场份额，中国的金风科技首次进入前十，占据2.8%的市场份额。
二、我国风电设备行业——市场前景广阔
1.历史发展和现状——即将变化的市场格局
近十年来，我国大型风机制造业基本从零起步，目前已经掌握了750KW机组整机和零部件的设计制造技术并实现了批量生产，目前国产MW级变速恒频机组正在研制并有部分机组投入运行，MW级叶片、齿轮箱和发电机也完成了研制并投入小批量生产，但电控系统有赖于进一步研发。
2004年以来众多实力雄厚的企业介入风电设备制造领域，可望在近期极大推动MW级先进机组的本地化生产供应能力和国产化水平，但总的来说，整机总体设计和关键零部件设计制造技术仍是我国风机制造业长期发展的最大瓶颈。
1996年以前：风电设备从国外直接引进1996年以前，我国的大型并网发电处于试点和示范阶段，主要以国际双边援助项目为主，这些项目的风电机组均来自国外制造企业。
1996年以来：国家支持风电技术引进和创新及规模化发展，以启动和加速国内风电业在此期间，我国通过了“乘风计划”、国家科技攻关计划、“863”计划以及国债项目和风电特许权项目等，这些项目支持了风电技术引进和自主创新及制造业的规模化发展。目前，国内企业已掌握了750KW以下容量风电机组的总装技术和关键部件设计制造技术，并初步掌握了机组总体设计技术，实现了规模化生产；新型的MW级直驱式永磁风电机组和双馈式变速恒频风电机组也于2005年投入试运行。
截止2006年，内资主要有11家大型风机总装企业，当年内资占新增市场份额达到41.20%，累计达到25.68%。但是这11家企业发展很不平衡，其中金风科技遥遥领先，华锐等多家企业刚刚起步。
2004年以来：众多企业在风机市场诱人前景吸引下加入了MW级风电机组的技术引进和研制，以图抢占市场进入这一时期，受《可再生能源法》和《可再生能源中长期发展规划》的鼓舞，国内众多企业看好巨大的潜在风电设备市场，意欲凭借雄厚的经济实力和技术积累进入并抢占市场份额。目前，已经明确进入风机整机制造的企业有20多家；另外，还有一些公司正在开展进入风机制造业的前期准备工作，包括市场调研、技术研发和合作谈判工作等。
因为十分看好市场，出于追赶先进和抢占市场的动机，这些新来者决策和行动十分迅速，其中相当一部分企业更偏好“无论如何先把产品生产出来、尽快占领市场”的发展思路，向意图深入中国风机市场的国外风机制造企业购买生产许可，直接引进国际市场主流的1MW以上单机容量、变桨变速恒频风电机组的总装制造技术，并力求迅速投入批量生产。
例如，天威保变利用定向增发募集的资金投入2.5亿元进入风机整机项目，2006年3月组建了天威风电，从英国GH公司引进风机设计技术，设计完成后，天威风电将拥有设计产品的知识产权，用于1.5MW的风机生产。湘电股份2006年4月与日本国株式会社原弘产合资成立湖南湘原风能有限公司，随后用增发募集的3.2亿元投向MW级风力发电机整机产业化项目。华仪电气生产风机开始于与金风科技合作生产风机，06年10月华仪集团与德国Enercon公司签订了联合开发1.5MW变桨变速恒频双馈风力发电机组合同，未来，公司也将介入MW级风机的生产。
随着众多内资制造商的加入，预计未来内资风机制造商将占据更大的市场份额。
技术发展：引进国外技术的历史，自主研发实力待加强(1)我国风机制造技术发展历程国际上主流陆上风机容量已经达到3MW，海上风电场自2002年起就投入运营；我国风机技术和国际水平相比尚有较大差距，目前正在装配中的主流陆上风机容量为1.5MW，首个海上风电场完成招标。
过去：自主研发道路曲折截至2006年底，在我国已有装机中，MW级以下风机占绝大多数，其中国产风机主要是金风科技的600kW和750kW。金风公司最初引进德国Jacobs公司(后被德国REpower公司兼并)技术，吸收之后具备了600kW和750kW风机的生产能力。凭借对该项技术的掌握，金风公司经历艰苦创业阶段后，在过去5年里迅速崛起。金风的成长对尚处于发展初期的中国风电设备产业有重要意义，它国产化的产品平抑了国内风电机组市场的价格，拉动叶片、发电机、齿轮箱和控制器等关键零部件制造商的发展。
然而，其他一些企业在与外方合作到期后，并没有获得核心技术。在风电设备国产化方面原国家计委实施的“乘风计划”扶持的2个合资公司未达到预期目的，国家科委863项目支持的“MW级风电机组研制”课题，5个承担单位中3个实力最强的先后退出，只剩下金风公司和沈阳工业大学风能研究所坚持完成了样机试制。总体而言，受风电设备产业规模较小和人才匮乏的影响，过去我国风电产业始终缺乏足够的自主研发实力。
现在：多家企业通过直接引进MW级风电机组技术参与竞争
自2004年以来，多家传统设备制造商通过引进外方MW级风机技术的方式，在没有整机制造基础的情况下强势进入风机制造市场，例如大连重工和东方汽轮。另一个趋势是，上游零部件厂商，特别是发电机厂商宣布将与外方合作进行风机制造，如湘电股份、株洲电机等。进行自主研发MW级风机的主要是金风科技、沈阳工业大学、浙江运达。
金风科技至2006年底国内累积装机市场份额超过80%，然而传统大型电力设备制造商直接引进技术进入风电设备市场对其构成了威胁。由于缺乏经验，这些新进入的大型设备制造商们的风机试运营并不是非常顺利，其稳定性还有待观察，但长期来看还是非常有潜力。而对于从上游零部件制造进入整机制造的厂商，其技术实力和获得订单能力还难以预料。
未来：与国外厂商技术差距不断缩小进入2006年，第四期风电特许权项目要求中标联合体必须包含一家风电设备制造商，且国产化率必须达到70%.受此政策影响，国际风机产业巨头纷纷在中国设立总装厂、配件工厂或是研发中心。随着未来国内厂商对外方技术的吸收，以及风机制造经验的增加、相关政策的实施、行业标准的制定，可以预期我国风电产业大环境将得到较大改善，技术研发实力将得到提高，技术工人将增加，与国际先进技术的差距将缩小。印度Suzlon公司为了利用良好的产业环境，将其风机总装厂及零部件生产厂设在印度，而将其国际销售总部设在丹麦，研发机构设在德国和荷兰。
(2)技术风险值得重视的是，目前的潜在产能还面临着很大的技术风险。风力发电机组设备看起来简单，实际技术复杂，主要难度是机组在野外应可靠运行20年，经受住各种极端恶劣天气和复杂的风力交变载荷，没有实践经验的积累是很难想象的。美国波音公司、西屋公司，中国的直升机研究所和火箭研究院都涉足过风电机组开发，均未成功，原因都是对风电技术开发的困难估计不足。
风电技术引进同样面临较大技术转化风险，主要风险来自于齿轮箱等关键部件的国产化制造水平和引进机型的设计成熟度水平。另外，由于相关技术人员严重短缺，引进技术快速发展产能后的售后维护问题将相当严峻。国外发生过Micon公司在全世界几千台齿轮箱因质量问题被迫更换，导致公司破产的事件；国内发生过进口Nedwind公司50多台机组在新疆达坂城安装后至今不能发电的情况，这些教训表明了稳定的性能对于风电机组的重要。
3.需求和供给情况：短期内供不应求
(1)需求：国家能源发展规划推动风机需求持续快速增长在我国，由于2006年1月施行的可再生能源法的推动，2006年在新增1347MW后将装机总容量翻了一番，达到2604MW。自2003年以来，我国风电装机容量增长迅速，2004年～2006年每年新增装机容量增速均超过100%.06年我国风机市场容量约50亿元。根据我国能源发展规划，2010年和2020年风电的发展目标分别为5000MW和30000MW。按此规划计算，从2006年至2020年，平均每年装机约1900MW，投资约152亿元，其中购买风电机组的投资约95亿元，实际将远远超过这个数值。到2020年，预计装机总量30000MW占当时全国总电力装机的3%，风电电量只占1.5%，比例依然很小。
(2)供给：产品更新换代，新进入厂商生产能力有待检验2005年以前我国风机产品基本都是MW级以下，叶片定速定桨距设计。2006年以来，1.2MW，1.5MW变速变桨距的设计开始逐渐成为主流。市场份额方面，外商在中国市场的份额超过50%；本土厂商稳定成长，市场份额不断扩大；而早年一些受扶持的企业已经不再生产风机，如西安维德。此外，更先进的风机设计和更大的容量为新进入市场的企业提供了机会，目前有超过20家企业宣布将进行整机制造。由于风电设备制造从样机设计到正式需要1～2年，短期内在我国风机依然是供不应求。
在上市公司部分，湘电股份、上海电机、华仪电气、天威保变等多家公司在开展风机制造业务，目前多数处在MW级风机的研制阶段，尚不能实现量产，预计到2008年多数公司可以实现第一批MW级风机的交付使用。在这个阶段，技术实力、产品开发、产品稳定性、订单获取能力将成为决定公司未来发展的重要因素。
4.行业集中度：长期来看将进一步提升
我国风机制造业总体来说集中度较高。根据中国风能协会的数据，2006年我国新增风电装机1337MW，由国内外12家风机制造商提供；我国风机市场前四家和前八家企业合计市场份额分别为85.41%和98.22%，高于全球风机制造市场的集中度。但是由于风机制造业的竞争格局远未稳定，我们预计随着更多的企业的加入，风机市场集中度会有所下降，更长期看来，由于行业竞争加剧和并购的增加，我国风机制造市场集中度会进一步提升。
从图5我国风机制造业集中度变化可以看出：由于我国风机处于起步阶段，市场规模仍然不大，风机制造行业稳定的竞争格局尚未形成，我国风机制造业集中度随时间呈波动变化。
中国的风机制造业风生水起，一些企业已经具备一定的技术基础和市场份额，但国内风机制造业的激烈竞争才刚刚开始，行业竞争格局远未稳定，可以预见未来数年行业重组将不可避免。
5.国家政策：扶持国内风电设备制造业回顾
我国可再生能源激励政策，以“还本付息、合理利润、全额收购”为原则的激励政策，曾经在很长时间内对风电发展起着积极的促进作用。但是由于这种定价原则是以个别项目成本为基础，成本高了，电价也随之升高，企业没有降低成本压力。从长远看，这样的制度体系面临改革的必要。
目前，我国在风电项目实践中采用特许权的方式，从2003年至今前后进行了四次风电特许权招标。在此中间，风电特许权招标原则做出了三次修改，总的看来，电价在招标中的比重有所减少；技术、国产化率等指标有所加强；风电政策已由过去的注重发电转向了注重扶持国内风电设备制造。
目前，国内对风电发展比较有利的政策主要有：
国产化率要求2005年7月出台了《关于风电建设管理有关要求的通知》，明确规定了风电设备国产化率要达到70%以上，未满足国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备要按章纳税。2006年风电特许权招标原则规定：每个投标人必须有一个风电设备制造商参与，而且风电设备制造商要向招标人提供保证供应符合75%国产化率风电机组的承诺函。投标人在中标后必须并且只能采用投标书中所确定的制造商生产的风机。
风电全额上网2006年1月1日开始实施《可再生能源法》。该法要求电网企业为可再生能源电力上网提供方便，并全额收购符合标准的可再生能源电量，以使可再生能源电力企业得以生存，并逐步提高其在能源市场的竞争力。
电价分摊根据《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》相关规定，风能发电价格实行政府指导价即通过招标确定的中标价格，可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分，各省电网企业按其销售电量占全国的比例，分摊全国可再生能源电价附加额，其实际支付的可再生能源电价与其应承担的电价附加的差额，在全国范围内实行统一调配。
财税上扶持考虑到现阶段可再生能源开发利用的投资成本比较高，为加快技术开发和市场形成，《可再生能源法》还分别就设立可再生能源发展专项资金，为可再生能源开发利用项目提供有财政贴息优惠的贷款，对列入可再生能源产业发展指导目标的项目提供税收优惠等扶持措施作了规定。
三、中国国内风机市场的竞争态势
正如其他行业一样，风机制造业不但要承受来自自身行业内部其他竞争对手的威胁，而且要提防潜在的进入者、来自相关产业的替代品的竞争，同时风机制造业的利润还要受到上游供应商和下游客户的挤压。下面我们从五方面来分析风机制造业的竞争态势。
1.风机整机制造业
目前，我国掌握750KW以下机组设计制造技术并实现了批量生产。随着大批企业介入风机制造领域，国外风机制造商纷纷进入国内设厂，MW级风电机组的研制生产急剧加速。
从目前风机整机制造来看，四股力量值得我们重视，他们将在未来风机整机制造中占据主导位置。
力量之一：行业先行者这股力量以金风科技、浙江运达和沈工大等为代表，他们凭着对行业发展的敏锐触觉，很早就意识到风机制造领域中的机会，抢先介入这个市场，完成了最初的技术积累，形成完整的供应链，在客户中初步树立自己的品牌，具备先发优势。
虽然有先发优势，但风机制造领域近些年发展很快，新的机型不断出现，这些企业面临后来者及外来制造商的强大压力，也都通过合作开发、引进技术等手段加快新产品的研制，力图保持自己的先发优势。
以金风科技为例，公司是国内首家具有批量生产风力发电机组能力的企业，2006年占到国内产品新增份额的80.81%，新增总装机的33.29%，在国内处于绝对领先的位置。截止2006年底，其600KW定浆距机组已安装349台，750KW变浆距机组安装了593台，1.2MW直驱永磁式发电机组已安装2台。公司正进一步完善1.2MW直驱式发电机组，并积极开发1.5MW发电机组。
力量之二：传统设备制造商强势介入看到风电市场中的机会和在企业转型的压力下，众多传统设备制造商强势介入风机整机制造业。这主要包括原大型风机部件制造企业、国内主要大型电站设备制造企业和航空航天设备制造企业。
例如，在火电设备过了景气顶点的情况下，国内三大电力设备集团：上海电气集团、东方电气集团和哈尔滨电站设备集团均把风电设备制造看作未来业务增长点，大举进入风电设备制造业。大连重工起重机有限公司利用它在重型装备中的优势，成立华锐风电科技有限公司，高起点引进1.5MW风电机组制造技术。
这些企业大多经济和技术实力雄厚、具有长期的工业基础和经验，且从一开始就瞄准国际主流的MW级先进机组，具有很强的追赶实力。而且，长期稳定的国内风电市场将为这些新进入者提供了较为充足的追赶时间。(附国内主要风机整机制造企业情况)。
力量之三：风力发电企业向上游产业链延伸在投资风电项目中，风力发电企业注意到风机制造中的巨大机会，也纷纷通过向上游延伸介入风机制造业。这些风机企业具有先天的贴近市场优势，先拥有市场，然后才组织制造。
例如，宁夏发电集团控股的银星能源于2007年与三菱重工业株式会社就风力发电机技术许可使用事项签订了技术供给合同，介入风电机组生产，机组将用于公司开发的风电场。
这些企业可以说是衔着金钥匙出生，产品订单有保障，相对风险较小，但是他们能否迅速消化吸收引进的技术，最终成长为国内风机整机制造的一支生力军尚不得而知。
力量之四：外国风机制造商看到中国风力发电巨大的市场，受制于风机设备国产化率的规定，国际主要的风电设备制造商纷纷在国内独资或合资建厂。国际风机厂商进入国内，一方面带来的先进的风机制造技术，另一方面为未来国内风机制造培养了人才、训练了熟练工人。
国外制造商在我国风机市场占据优势地位：2006年占新增装机55.10%，占累计国内总装机65.92%。其中Vestas、Gamesa、GE Wind占据前三位，分别占据国内总装机的18.73%、18.63%和10.74%。
携先进的技术、管理和雄厚资金实力，国外风机制造商将在国内风机制造市场占据重要位置，成为国内风机制造企业的最具威胁的对手。
2.潜在进入者目前国内三大发电设备制造商已经进入风机制造行业，国外主要风机制造商也已经在国内设厂，不过由于我国风电行业快速发展，风机制造业高速增长，垂涎于风机行业良好的发展前景，仍有相当多的企业想进入风机制造业，包括一些电力设备制造企业和国内的发电企业。
虽然有很多企业想进入风机制造业，但是由于风机制造具有较高的技术壁垒，并有一定的政策壁垒(在特许权招标中要求具有消化吸收引进技术能力)，因此很多前在进入者并不能构成现实的威胁。我们认为应该注意大型发电企业与国外制造商及国内传统设备制造业联手进入风机制造业。
3.替代品根据中电联的数据，截止到2006年底，我国发电装机容量达到了62200万千瓦，同比增长20.3%。其中水电达到12875万千瓦，约占总容量的20.67%，同比增长9.5%；火电达到48405万千瓦，约占总容量的77.82%，同比增长23.7%；火电占总容量的比例上升了2.15%，而水电占总容量比例则下降了2.03%。由于火电装机占总装机容量的75%以上，因此目前对发电设备行业影响最大的仍然是传统的火力发电设备业务。
当前主要电源发电成本比较由于技术的进步和产品批量的增加，风电的成本持续下降，每千瓦时风电成本由20世纪80年代的20美分下降到21世纪初的5美分左右。随着技术的进步和风机制造中规模效应的发挥，风力发电成本尚有很大的下降空间。预计到2010年，风力发电成本还可以下降30%，风电成本持续下降，已经接近常规能源成本。
各电源发电前景展望——风电最具备商业化条件
根据我国能源发展战略，我国未来将逐步优化电力装机结构，大力发展可再生能源发电，逐步缩小火电等化石能源发电在我国电力装机结构中的比例。
结合我国2005年2月28日公布的《可再生能源法》，2006年我国公布了《可再生能源中长期发展规划》，到2020年，我国水电装机容量将达到2.9亿千瓦，开发程度达到70%左右，生物质发电将达到2000万千瓦，风电达到3000万千瓦，太阳能发电达到200万千瓦，力争使可再生能源发电装机占总电力装机容量的比例达到30%以上。
到2006底，我国水电装机总容量1.286亿千瓦，当年新增装机容量971万千瓦，作为一种清洁可再生能源，在国家有序开发水电的政策支持下，水电投资将稳步增加，但由于我国现有技术下可供开发的水电资源有限，估计未来水电将维持在电源结构中约20%左右比例，很难大幅增加。
截至2006年底，我国风电装机容量230万千瓦，当年新增装机容量133万千瓦。
我国风电的发展瓶颈主要在于尚未掌握风电发电设备生产技术，设备一次投入成本过高。随着国内企业逐渐掌握风电设备生产技术和国外厂家在国内设厂生产，风电设备的成本将逐渐降低，以我国超过10亿千瓦的可利用风力资源，我国的风电发展前景不可限量，风电设备发展前景广阔。随着风电设备成本的降低，国家相应鼓励政策的落实，2007年我国风电设备仍将快速增长，需求预计在100万千瓦以上。风力发电是目前最具商业化条件的替代能源。
太阳能和生物质发电在我国刚刚起步，同样面临技术和发电成本高企的制约，未来将面临良好发展机遇，但是要实现大规模商业应用仍存在很多技术瓶颈和成本过高的难题。
4.风电场投资商目前国内风电场的投资主体以国有大型电力集团为主，较为多元化，许多投资商的可持续发展能力不高。由于风电机组占风电项目总投资的70%，因此风电场投资商对风机价格应该说非常敏感。
为了大规模商业化开发风电，国家发改委从2003年起推行风电特许权项目，每年一期，通过招标选择投资商和开发商。引进风电特许权的概念，解决了2002年以前阻碍风电发展的一些主要问题，在推动风电规模化发展和促进风电机组设备国产化方面起了重要作用。在风电特许权招标中，投标商的实际投标价格是从自身的发展策略制订的，一些投标商为了抢占风电场资源，以亏损的价格中标，现实结果是低价中标，还要以此作为核定电价的依据，导致风电上网电价过低，项目亏损，进而导致风电场运营商不具有持续发展能力，最终将损害上游的风机制造业。于是在2006年的第四期风电特许权招标中，国家规定投标价格只是中标的因素之一，此外提出了国产化率等要求，更为合理地保护了风电产业和风电场投资商。
5.零部件和材料供应商
我国风机设备制造业刚刚兴起，还没有形成完整的产业链，在国内纷纷上马整机装配的同时，我们应该看到零部件才是风机制造的瓶颈。
风电设备的零部件包括叶片、发电机、齿轮箱、偏航系统、控制系统、机舱、主轴等接近20个部分，成本主要集中在叶片、轮毂、发电机、齿轮箱上。叶片和轮毂约占成本的30%，发电机约占7%，齿轮箱约占12%. MW级以下的风力发电机组主要零部件已经实现了国产化，并且可以批量供应。但MW级以上风机的核心配件仍然存在较大缺口，本土厂商生产的部件技术上还不够可靠。
四、涉及风机制造上市公司投资分析
1.风电设备行业上市公司国际比较
(1)全球主要风电设备制造上市公司投资价值：高市盈率和投资回报在2006年新增装机全球前十的厂商中，Vesats、Gamesa、Suzlon、Nordex、REpower是以风机制造为主要业务的上市公司；GE Wind、Siemens、Acciona这三家上市公司中风机制造只是部分业务；Enercon、Goldwind(金风科技)还没有上市。我们选择了以风机制造为主业的制造商进行投资价值比较，市场价格选择的是2007年6月11日各公司所在证券市场的收盘价，换算成欧元，如下表所示。
从表中数据可以发现，我国风机制造业2006平均市盈率达到479.33倍，中位数达到103.84倍，远超全球主要风电设备制造商相应的市盈率。由于2007年多数公司业绩预期将有较大增长，2007年我国风机制造业平均市盈率将与国际水平相当。
在年总回报率方面，国内13家风电相关企业平均年收益为189.21%，较全球领先厂商平均水平高31%，收益率中位数为165.72%，与全球领先厂商大致相同。然而这并不能说明国内A股市场已经对风电设备制造企业给出了合理的估值，目前国内企业还处于发展初期，股票价格的上涨很大程度是由证券市场的火爆造成，而不是对风电业务的良好预期造成。
(3)国内风机制造企业的增长潜力还远没有为市场价格所反映表7是过去一年各主要风电设备厂商所在证券交易所的主要指数增长情况。A股市场过去一年涨幅超过150%，大约是表中丹麦等其他四国交易所指数平均涨幅的4倍，而中国与丹麦等四国的风电设备制造企业年投资回报却大致相当，国内风机制造企业的增长潜力看起来还没有为市场价格所反映。造成这一现象有两个原因，首先国内风机制造业目前处于发展初期，上市公司的未来盈利能力尚难以预期，预计当市场格局较为稳定之后，有实力的企业在价格上将得到较大上涨。第二个原因是风电业务在国内多家企业中所占比重较小，不足以在价格中体现出高溢价水平。
尽管如此，考虑到我国多数风机厂商还处于产品试制阶段，未来业绩存在很大不确定性，在目前的情况下市场不应该给予它们过高的溢价。
2.风机制造领域重点上市公司目前我国上市公司中进入风电设备制造领域的主要有湘电股份、华仪电气、天威保变、银星能源、长征电器( 11.98,-0.96,-7.42%)、特变电工( 31.29,-2.11,-6.32%)、国电南瑞、上电股份、中材科技( 33.10,0.39,1.19%)、天奇股份( 19.17,-2.13,-10.00%)等，其中多数上市公司的风电设备业务处于起步阶段，或是只占其主要业务的较小部分，因此目前尚难以对这些公司进行评级。下面是我们认为应该重点关注的行业上市公司。
湘电股份：电机制造实力雄厚
湘电股份是我国四大电机厂中唯一的辅机制造企业，是发改委指定的风电设备国产化基地之一。2006年4月，公司与日本株式会社原弘产合资成立湘原风能公司，双方各投资5500万元，各占50%股权。2006年10月，湘电股份定向增发4000万人民币普通股，募得资金31956.2万元，募资将投向MW级风力发电机组整机产业化项目，建设期2年，2010年将形成年产300套风力发电机组整机和500套电机电控的生产能力，可新增销售收入23.1亿元，税后利润2.9亿元。
公司目前2MW直驱式、2.5MW同步永磁式、1.5MW异步风力发电机三个项目进入国家863计划。公司的2MW风力发电机在国内同行业处于领先地位。2007年1月和3月，公司分别公告了价值1.638亿元和2.7亿元的风力发电机整机设备合同订单。
预计公司07、08年每股收益分别为0.44和0.63元。
华仪电气：依托早期经验积累，进入风机整机制造业华仪电气2006年7月通过与苏福马资产置换成功上市，2007年完成资产置换，更名为华仪电气，2006年被评为国家较大型民营企业集团。集团全资子公司华仪风能主要经营风电设备制造业务，目前生产的风机主要是引进德国Jacobs公司的S43/600、S48/750KW机组，已掌握风力发电设备中控制系统的核心技术，并成功研制开发出600千瓦、750千瓦风电机组控制柜。2006年与金风科技合作批量生产750千瓦风机整机，已掌握800千瓦风机整机制造核心技术。
公司于2006年10月与德国Nordex公司签订合约，联合开发1.5MW变浆变速恒频双馈风力发电机组，此外于2006年底原浙江运达董事长吴运东教授加盟，同时带来一批技术人员，将为公司风机制造提供强大的技术支持。公司计划08、09年完成1.2、1.5MW风电机组的开发。
预计公司07、08年每股收益分别为0.45、0.54元。
天威保变：欲复制太阳能领域的成功模式天威保变是太阳能产业龙头，是国内唯一具备完整产业链结构的光伏企业；此外，公司是国内最大的电力设备变压器生产基地之一，大型发电机组主变压器约占国内产量的45%左右。公司在稳固变压器领域地位同时，积极向风电设备领域发展，按照公司的战略规划，争取用2～3年的时间，使风电设备的总产值达到20亿元，成为继太阳能之后的另一新能源主业。
公司于2006年6月定向增发募集的资金6.16亿元，其中2.5亿元用于风力发电整机项目，06年3月组建了天威风电，与英国GH公司签订《1.5MW风机设计技术协议》、《1.5MW风力发电机组设计咨询协议》和《保密协议》，引进了GH公司全套风电技术。，期限自2006年6月28日至2009年6月28日，设计完成后，天威风电将是该1.5MW风机设计技术知识产权的所有者。
预计公司1.5MW的样机将于2007年下半年出厂，2008年正式对外发货。
预计公司07、08年的每股收益分别为0.66和0.94。
银星能源：同时进入风电设备制造和风力发电行业，近期表现抢眼银星能源是国内自动化仪器仪表行业龙头之一，为我国西昌航天发射基地、秦山核电站、大庆油田、长江葛洲坝( 13.50,-1.50,-10.00%)等国家重点工程项目配套。公司在2007年大举进入风力发电和风电设备制造业，2007年3月向宁夏银仪风力发电公司注入注册资本3750万元，银仪风电目前拥有风机容量为49.5MW风电场项目。
2007年4月，银星能源对宁夏发电集团定向增发18000万股股票，获得该集团部分风电资产，包括三个风力发电公司的股权，以及风电场工程。2007年5月，公司宣布与三菱重工业株式会社签订风机技术供给合同，预计将于2007年下半年生产1-2套容量为1MW的风电机组，2008年上半年正式投产，预计年产50-70套风电机组，预计销售收入约2-4亿元。由于公司拥有风电场，在风电设备生产上将很容易得到订单。
收到市场追捧，银星能源在证券市场上近期表现抢眼，自2007年1月29日至5月28日，除去停牌的日子，该股票连续21个交易日涨停。然而风电设备制造从投入到产出有一定的时间周期，风电场的运营现阶段在我国利润较低，对于银星能源2007年和2008年的盈利预期将较为谨慎。如果公司在未来两年发展顺利，那么随着风机需求进一步加大，风力发电成本进一步下降，可以预期在2009年后公司业绩将迅速成长。
预计07、08年的每股收益分别为0.12和0.32元。
五、风电设备制造行业存在的风险1.政策风险风电是新能源，在目前仍然存在成本较高、竞争力不强等问题，需要国家的相关政策的大力扶持才能快速发展。如果现有的优惠政策不能持续，或者相关政策不稳定，风电投资风险加大，则风电投资热情将会降低。
投资风电热情的降低将直接带来风电设备需求的减少。
2.风电技术进步带来的风险由于风电技术仍处于不断进步中，技术发展的不确定性，部分厂商在风电设备领域的技术会由于技术进步面临淘汰。
3.行业竞争激烈带来的风险风电设备制造业壁垒较高，在行业发展初期，国内众多企业介入其中，目前形成小而多的竞争格局，可以预料这种状况不能长期维持，最终必然通过激烈的竞争走向集中。
另外，国外风电设备制造商为规避国产化率要求，纷纷来华建厂，由于他们起步较早，有雄厚的资金技术实力，国内厂商面临他们的冲击。
银河证券 吴闻
投资要点：
全球风电装机快速增长：从1996年起，全球累计风电装机连续11年增速超过20%，平均增速达到28.35%。至2006年底，世界风力装机总量达到74223MW，当年新增装机15197MW。由于风电成本持续下降，需求上升，预计在2020年前，全球风电装机仍可维持年均约20%的高速增长。
全球风电设备短期供不应求：需求的不断增长、现有产能的不足两大因素导致近两年国际市场上风机整体上供不应求。产能方面的制约主要在于大型齿轮箱和主轴这两个零部件的生产能力不足。
我国风电装机加速增长：至2006年，我国累计装机总量达2604MW，2004年至2006年每年新增装机容量增速均超过100%。根据我国能源发展规划，2006年至2020年，平均每年装机约1900MW，投资约152亿元，实际将远远超过这个数值。
行业竞争加剧：随着大批企业介入风机制造领域，国外风机制造商纷纷进入国内设厂，MW级风电机组的研制生产竞争加速。外资厂商在2006年新增装机中占55.10%的份额，近年来纷纷在国内设厂；内资厂商中金风科技占内资新增装机80%市场份额，华锐、东汽等大型国企背景企业依托集团雄厚实力迅速崛起；部分零部件厂商将进入整机制造业。我国风电设备制造业将进入战国时代。
国内政策环境趋好：目前，我国风机制造业面临较好的政策环境，目前对行业比较有利的政策包括国产化率要求、风电全额上网、电价分摊和财税扶持等，为本土风机厂商的壮大和风力发电行业的全面成长提供了保障。
风电设备制造业上市公司市盈率和投资收益高：全球主要上市公司2006年市盈率约为50～70倍；年投资回报率平均达144%，远高于这些公司所在证券市场综合指数约40%的平均涨幅。我国主要风电设备制造上市公司2006年市盈率中位数为104倍，年投资回报率平均达189.21%。考虑到过去一年上证深证指数涨幅均超过150%，我国风电设备制造业上市公司股价涨幅相对于综合指数的涨幅依然比世界水平低。
国内风电设备上市公司业绩尚难以预期：目前风电设备上市公司多数处于产品试制阶段，有的公司甚至还未生产出一台风机，它们未来的业绩存在很大不确定性。国内风电设备上市公司对综合指数的溢价，与国际主要厂商相比并不高，未来业绩的不确定性以及国内上市公司风电设备业务比例较小是造成这一现象的主要原因，在目前市场不应该给予它们过高的溢价。未来在市场竞争中拥有成熟产品和业务的公司，参照国际上的高溢价，给予它们较高的估值水平是合理的。
建议关注以下公司：湘电股份( 31.60,-1.44,-4.36%)、天威保变( 29.65,-0.48,-1.59%)、华仪电气( 44.40,-1.81,-3.92%)和银星能源。
一、全球风电设备制造状况：加速发展
近些年，由于经济的发展，世界范围内对能源需求持续增加，全球油价维持高位，天然气价格不断攀升，化石燃料使用带来的环境问题日益突出，清洁可再生的新能源正引起广泛的关注。在各类新能源中，风力发电是技术相对成熟、最具大规模商业开发条件、成本相对较低的一种，受到各国的普遍重视，装机容量快速增长。风力发电机从19世纪开始提出，到20实际80年代开始飞速发展。近20年，风机功率增大了100倍，成本也大幅下降。据估算，地球上的风能资源是水能资源的十倍，高达每年53万亿千瓦时，目前被开发的只是微不足道的一部分。
风电需求的快速增长及其进一步增长前景带动了风力发电设备行业的壮大，上游零部件厂商和中游整机装配厂商发展迅速，同时促进了风机技术向容量更大、性能更稳定、风能利用率更高的方向改进。
目前中国本土厂商大多数都处在引进、吸收外资厂商的先进技术和运营方法的阶段，可以预期未来本土厂商将在很大程度上复制目前世界领先风电设备公司的产品和运营模式。
1.世界装机总量：欧洲先行世界
风电装机容量的增长，二十世纪八十年代主要集中在美国。从1986年起，美国过早地停止了鼓励风电发展的优惠政策；反观欧洲，在九十年代初一些国家建立了较全面的支持可再生能源政策，在接下来的时间里欧洲取得了更快的发展，至2006年底，约48000MW风机安装在欧洲，占全球65.18%,
2.需求和供给特征：短期零部件短缺，供不应求
(1)需求：短期供不应求
全球装机需求持续快速增长，短期供不应求从1996年起，全球累计风电装机连续11年增速超过20%，平均增速达到28.35%，至2006年底达到74223MW；新增装机维持高位，呈波动性增长，1996年以来平均增速27.19%，06年新增15197MW。
根据风电市场咨询公司BTM的报告，对2007年可以完成交付的风机需求达到20000MW，然而受生产能力限制，2007年可以完成的装机与2006年大致相当，至2009年可以大致实现供需平衡。
新增装机半数在欧洲，亚洲和美洲风电市场成长迅速欧洲依然是最主要的风电使用区域，但是新增装机的全球市场份额从2005年的70%下降到2006年的51%.亚洲国家装机发展迅速，主要由印度和中国驱动。美洲国家同样发展迅速，占2006年世界装机总需求的23.4%...政治因素推动需求增加各国对能源供给的安全性和气候改变的越来越关注。过去一年发生的时间更加让此类时间进一步得到关注，如俄罗斯乌克兰之间的“天然气危机”，美国总统布什推动的新能源政策，国际组织对全球气候改变的关注等。
对未来的预期：2020年以前累计装机年复合增长率达20%
根据风电发展的迅猛势头，我们预计2020年前，全球风电累计装机将以20%的复合增长率增长。欧洲风能协会和绿色和平组织认为，世界风能资源足够，风电上网没有实质性障碍，到2020年风电装机可达到12.6亿千瓦，风电电量达3.1万亿千瓦时，占2020年总发电量的12%；这是一个惊人的数字，是目前风电总装机的17倍，能否实现取决于世界各国政府的决策。
2006年全球新装风电设备价值达230亿美元，已经形成了一个很大的产业，行业规模的增大和快速发展吸引了更多的企业投入风电设备制造行业。预计至2010年和2020年全球风电设备市场容量将分别达到320亿美元和1200亿美元。
(2)供给：风机供不应求，价格上涨，零部件短缺2006年风机供给的瓶颈在于齿轮箱和轴承。主流风机容量已经从1MW提高到2MW，满足要求的零部件相应地减少，齿轮箱和主轴厂商更新生产线需要2年，产能难以迅速提高。由于零部件方面的短缺，造成了整机供应的短缺。此外，钢铁、铜线、碳纤维等原材料价格的上涨也是整机价格上涨的重要原因。
以2006年的需求来衡量，叶片、发电机和塔架供给能力大于需求，齿轮箱、大型轴承供给能力小于需求。
3.技术发展趋势：更大容量、新型结构和材料、海上风机近二十年来，国际上大型风电技术日趋成熟。在不断降低风力发电成本和扩大可经济利用的风力资源量的目标驱动下，国际上的风电机组不断向如下方向发展：
更大的单机容量，目前国际上主流的风电机组已达到2～3MW..新型机组结构和材料，最新主流技术为变桨变速恒频和无齿轮箱直驱技术..海上专用风电机组目前，MW级以下机组中仍被广泛采用失速调节方式，但是MW级以上的新机组普遍采用了变桨变速恒频的先进技术。近几年，直接驱动技术发展迅速，这种技术避免了齿轮箱这一传动环节和部件，使机组的可靠性和效率更高，发展前景良好。目前，国际上大规模安装的2.5～3.5MW机组普遍采用轻质高性能的玻璃纤维叶片，但更大的5～10MW叶片则开始尝试引用碳纤维材料。
值得注意的使，即使存在主流风机电机容量不断扩大、向10MW级巨型海上风电机组发展的趋势，欧美风电产业认为2～3MMW级以下单机容量的机组仍将长期存在，也就是说，系列化多种容量机型将并存以满足各类细分风电市场。
4.国际厂商竞争关系：行业整合幅度加大丹麦、荷兰、德国等国的企业是国际上第一批涉足风机制造领域的企业，通过长期的自主研发和市场扩张，已于20世纪末建立了技术领先、市场份额最大的地位。随后的国家/企业则采取了与其不同的风机国产化发展思路，包括建立合资企业、技术转让、鼓励国外风机制造企业将其生产基地转向本国等。
在风电业发展的早期，丹麦的风电制造企业以其运行可靠的失速型中小风电机组战胜了美国生产的MW级大容量机组，赢得了市场并为整个风电业的生存和规模化发展奠定了基础。经过长期逐步的技术改造和创新，目前国际风机制造业已经开发出高效可靠的3MW级机组，为风电发展提供了坚实的装备供应基础。
进入21世纪以来，国际上风电设备制造企业之间频频发生并购重组事件，巨型企业加入风电业，行业集中度不断上升，中小企业生存和发展空间变得狭小艰难。2003年，丹麦的Vestas公司吞并了NEG Micon，成为世界上最大的风机制造商；美国通用电气(GE)在2002年通过并购安然风力公司进入风能市场；德国西门子公司于2004年兼并了丹麦Bonus公司，成为风机制造业第五大公司。
据全球风能协会(GWEC)数据，2006年全球新增风电装机容量15197MW，在前十家制造企业中，前四家和前八家企业分别占据全球市场75%和96%的市场份额，其中排名第一的丹麦的Vestas占据了28.2%的市场份额，较前一年35%的市场份额有所降低，竞争主要来自增长较快的发展中国家。值得注意的是印度的Suzlon公司在激烈的竞争中已经由第八前进到第五，占据7.7%的市场份额，中国的金风科技首次进入前十，占据2.8%的市场份额。
二、我国风电设备行业——市场前景广阔
1.历史发展和现状——即将变化的市场格局
近十年来，我国大型风机制造业基本从零起步，目前已经掌握了750KW机组整机和零部件的设计制造技术并实现了批量生产，目前国产MW级变速恒频机组正在研制并有部分机组投入运行，MW级叶片、齿轮箱和发电机也完成了研制并投入小批量生产，但电控系统有赖于进一步研发。
2004年以来众多实力雄厚的企业介入风电设备制造领域，可望在近期极大推动MW级先进机组的本地化生产供应能力和国产化水平，但总的来说，整机总体设计和关键零部件设计制造技术仍是我国风机制造业长期发展的最大瓶颈。
1996年以前：风电设备从国外直接引进1996年以前，我国的大型并网发电处于试点和示范阶段，主要以国际双边援助项目为主，这些项目的风电机组均来自国外制造企业。
1996年以来：国家支持风电技术引进和创新及规模化发展，以启动和加速国内风电业在此期间，我国通过了“乘风计划”、国家科技攻关计划、“863”计划以及国债项目和风电特许权项目等，这些项目支持了风电技术引进和自主创新及制造业的规模化发展。目前，国内企业已掌握了750KW以下容量风电机组的总装技术和关键部件设计制造技术，并初步掌握了机组总体设计技术，实现了规模化生产；新型的MW级直驱式永磁风电机组和双馈式变速恒频风电机组也于2005年投入试运行。
截止2006年，内资主要有11家大型风机总装企业，当年内资占新增市场份额达到41.20%，累计达到25.68%。但是这11家企业发展很不平衡，其中金风科技遥遥领先，华锐等多家企业刚刚起步。
2004年以来：众多企业在风机市场诱人前景吸引下加入了MW级风电机组的技术引进和研制，以图抢占市场进入这一时期，受《可再生能源法》和《可再生能源中长期发展规划》的鼓舞，国内众多企业看好巨大的潜在风电设备市场，意欲凭借雄厚的经济实力和技术积累进入并抢占市场份额。目前，已经明确进入风机整机制造的企业有20多家；另外，还有一些公司正在开展进入风机制造业的前期准备工作，包括市场调研、技术研发和合作谈判工作等。
因为十分看好市场，出于追赶先进和抢占市场的动机，这些新来者决策和行动十分迅速，其中相当一部分企业更偏好“无论如何先把产品生产出来、尽快占领市场”的发展思路，向意图深入中国风机市场的国外风机制造企业购买生产许可，直接引进国际市场主流的1MW以上单机容量、变桨变速恒频风电机组的总装制造技术，并力求迅速投入批量生产。
例如，天威保变利用定向增发募集的资金投入2.5亿元进入风机整机项目，2006年3月组建了天威风电，从英国GH公司引进风机设计技术，设计完成后，天威风电将拥有设计产品的知识产权，用于1.5MW的风机生产。湘电股份2006年4月与日本国株式会社原弘产合资成立湖南湘原风能有限公司，随后用增发募集的3.2亿元投向MW级风力发电机整机产业化项目。华仪电气生产风机开始于与金风科技合作生产风机，06年10月华仪集团与德国Enercon公司签订了联合开发1.5MW变桨变速恒频双馈风力发电机组合同，未来，公司也将介入MW级风机的生产。
随着众多内资制造商的加入，预计未来内资风机制造商将占据更大的市场份额。
技术发展：引进国外技术的历史，自主研发实力待加强(1)我国风机制造技术发展历程国际上主流陆上风机容量已经达到3MW，海上风电场自2002年起就投入运营；我国风机技术和国际水平相比尚有较大差距，目前正在装配中的主流陆上风机容量为1.5MW，首个海上风电场完成招标。
过去：自主研发道路曲折截至2006年底，在我国已有装机中，MW级以下风机占绝大多数，其中国产风机主要是金风科技的600kW和750kW。金风公司最初引进德国Jacobs公司(后被德国REpower公司兼并)技术，吸收之后具备了600kW和750kW风机的生产能力。凭借对该项技术的掌握，金风公司经历艰苦创业阶段后，在过去5年里迅速崛起。金风的成长对尚处于发展初期的中国风电设备产业有重要意义，它国产化的产品平抑了国内风电机组市场的价格，拉动叶片、发电机、齿轮箱和控制器等关键零部件制造商的发展。
然而，其他一些企业在与外方合作到期后，并没有获得核心技术。在风电设备国产化方面原国家计委实施的“乘风计划”扶持的2个合资公司未达到预期目的，国家科委863项目支持的“MW级风电机组研制”课题，5个承担单位中3个实力最强的先后退出，只剩下金风公司和沈阳工业大学风能研究所坚持完成了样机试制。总体而言，受风电设备产业规模较小和人才匮乏的影响，过去我国风电产业始终缺乏足够的自主研发实力。
现在：多家企业通过直接引进MW级风电机组技术参与竞争
自2004年以来，多家传统设备制造商通过引进外方MW级风机技术的方式，在没有整机制造基础的情况下强势进入风机制造市场，例如大连重工和东方汽轮。另一个趋势是，上游零部件厂商，特别是发电机厂商宣布将与外方合作进行风机制造，如湘电股份、株洲电机等。进行自主研发MW级风机的主要是金风科技、沈阳工业大学、浙江运达。
金风科技至2006年底国内累积装机市场份额超过80%，然而传统大型电力设备制造商直接引进技术进入风电设备市场对其构成了威胁。由于缺乏经验，这些新进入的大型设备制造商们的风机试运营并不是非常顺利，其稳定性还有待观察，但长期来看还是非常有潜力。而对于从上游零部件制造进入整机制造的厂商，其技术实力和获得订单能力还难以预料。
未来：与国外厂商技术差距不断缩小进入2006年，第四期风电特许权项目要求中标联合体必须包含一家风电设备制造商，且国产化率必须达到70%.受此政策影响，国际风机产业巨头纷纷在中国设立总装厂、配件工厂或是研发中心。随着未来国内厂商对外方技术的吸收，以及风机制造经验的增加、相关政策的实施、行业标准的制定，可以预期我国风电产业大环境将得到较大改善，技术研发实力将得到提高，技术工人将增加，与国际先进技术的差距将缩小。印度Suzlon公司为了利用良好的产业环境，将其风机总装厂及零部件生产厂设在印度，而将其国际销售总部设在丹麦，研发机构设在德国和荷兰。
(2)技术风险值得重视的是，目前的潜在产能还面临着很大的技术风险。风力发电机组设备看起来简单，实际技术复杂，主要难度是机组在野外应可靠运行20年，经受住各种极端恶劣天气和复杂的风力交变载荷，没有实践经验的积累是很难想象的。美国波音公司、西屋公司，中国的直升机研究所和火箭研究院都涉足过风电机组开发，均未成功，原因都是对风电技术开发的困难估计不足。
风电技术引进同样面临较大技术转化风险，主要风险来自于齿轮箱等关键部件的国产化制造水平和引进机型的设计成熟度水平。另外，由于相关技术人员严重短缺，引进技术快速发展产能后的售后维护问题将相当严峻。国外发生过Micon公司在全世界几千台齿轮箱因质量问题被迫更换，导致公司破产的事件；国内发生过进口Nedwind公司50多台机组在新疆达坂城安装后至今不能发电的情况，这些教训表明了稳定的性能对于风电机组的重要。
3.需求和供给情况：短期内供不应求
(1)需求：国家能源发展规划推动风机需求持续快速增长在我国，由于2006年1月施行的可再生能源法的推动，2006年在新增1347MW后将装机总容量翻了一番，达到2604MW。自2003年以来，我国风电装机容量增长迅速，2004年～2006年每年新增装机容量增速均超过100%.06年我国风机市场容量约50亿元。根据我国能源发展规划，2010年和2020年风电的发展目标分别为5000MW和30000MW。按此规划计算，从2006年至2020年，平均每年装机约1900MW，投资约152亿元，其中购买风电机组的投资约95亿元，实际将远远超过这个数值。到2020年，预计装机总量30000MW占当时全国总电力装机的3%，风电电量只占1.5%，比例依然很小。
(2)供给：产品更新换代，新进入厂商生产能力有待检验2005年以前我国风机产品基本都是MW级以下，叶片定速定桨距设计。2006年以来，1.2MW，1.5MW变速变桨距的设计开始逐渐成为主流。市场份额方面，外商在中国市场的份额超过50%；本土厂商稳定成长，市场份额不断扩大；而早年一些受扶持的企业已经不再生产风机，如西安维德。此外，更先进的风机设计和更大的容量为新进入市场的企业提供了机会，目前有超过20家企业宣布将进行整机制造。由于风电设备制造从样机设计到正式需要1～2年，短期内在我国风机依然是供不应求。
在上市公司部分，湘电股份、上海电机、华仪电气、天威保变等多家公司在开展风机制造业务，目前多数处在MW级风机的研制阶段，尚不能实现量产，预计到2008年多数公司可以实现第一批MW级风机的交付使用。在这个阶段，技术实力、产品开发、产品稳定性、订单获取能力将成为决定公司未来发展的重要因素。
4.行业集中度：长期来看将进一步提升
我国风机制造业总体来说集中度较高。根据中国风能协会的数据，2006年我国新增风电装机1337MW，由国内外12家风机制造商提供；我国风机市场前四家和前八家企业合计市场份额分别为85.41%和98.22%，高于全球风机制造市场的集中度。但是由于风机制造业的竞争格局远未稳定，我们预计随着更多的企业的加入，风机市场集中度会有所下降，更长期看来，由于行业竞争加剧和并购的增加，我国风机制造市场集中度会进一步提升。
从图5我国风机制造业集中度变化可以看出：由于我国风机处于起步阶段，市场规模仍然不大，风机制造行业稳定的竞争格局尚未形成，我国风机制造业集中度随时间呈波动变化。
中国的风机制造业风生水起，一些企业已经具备一定的技术基础和市场份额，但国内风机制造业的激烈竞争才刚刚开始，行业竞争格局远未稳定，可以预见未来数年行业重组将不可避免。
5.国家政策：扶持国内风电设备制造业回顾
我国可再生能源激励政策，以“还本付息、合理利润、全额收购”为原则的激励政策，曾经在很长时间内对风电发展起着积极的促进作用。但是由于这种定价原则是以个别项目成本为基础，成本高了，电价也随之升高，企业没有降低成本压力。从长远看，这样的制度体系面临改革的必要。
目前，我国在风电项目实践中采用特许权的方式，从2003年至今前后进行了四次风电特许权招标。在此中间，风电特许权招标原则做出了三次修改，总的看来，电价在招标中的比重有所减少；技术、国产化率等指标有所加强；风电政策已由过去的注重发电转向了注重扶持国内风电设备制造。
目前，国内对风电发展比较有利的政策主要有：
国产化率要求2005年7月出台了《关于风电建设管理有关要求的通知》，明确规定了风电设备国产化率要达到70%以上，未满足国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备要按章纳税。2006年风电特许权招标原则规定：每个投标人必须有一个风电设备制造商参与，而且风电设备制造商要向招标人提供保证供应符合75%国产化率风电机组的承诺函。投标人在中标后必须并且只能采用投标书中所确定的制造商生产的风机。
风电全额上网2006年1月1日开始实施《可再生能源法》。该法要求电网企业为可再生能源电力上网提供方便，并全额收购符合标准的可再生能源电量，以使可再生能源电力企业得以生存，并逐步提高其在能源市场的竞争力。
电价分摊根据《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》相关规定，风能发电价格实行政府指导价即通过招标确定的中标价格，可再生能源发电项目上网电价高于当地燃煤机组标杆上网电价的部分，各省电网企业按其销售电量占全国的比例，分摊全国可再生能源电价附加额，其实际支付的可再生能源电价与其应承担的电价附加的差额，在全国范围内实行统一调配。
财税上扶持考虑到现阶段可再生能源开发利用的投资成本比较高，为加快技术开发和市场形成，《可再生能源法》还分别就设立可再生能源发展专项资金，为可再生能源开发利用项目提供有财政贴息优惠的贷款，对列入可再生能源产业发展指导目标的项目提供税收优惠等扶持措施作了规定。
三、中国国内风机市场的竞争态势
正如其他行业一样，风机制造业不但要承受来自自身行业内部其他竞争对手的威胁，而且要提防潜在的进入者、来自相关产业的替代品的竞争，同时风机制造业的利润还要受到上游供应商和下游客户的挤压。下面我们从五方面来分析风机制造业的竞争态势。
1.风机整机制造业
目前，我国掌握750KW以下机组设计制造技术并实现了批量生产。随着大批企业介入风机制造领域，国外风机制造商纷纷进入国内设厂，MW级风电机组的研制生产急剧加速。
从目前风机整机制造来看，四股力量值得我们重视，他们将在未来风机整机制造中占据主导位置。
力量之一：行业先行者这股力量以金风科技、浙江运达和沈工大等为代表，他们凭着对行业发展的敏锐触觉，很早就意识到风机制造领域中的机会，抢先介入这个市场，完成了最初的技术积累，形成完整的供应链，在客户中初步树立自己的品牌，具备先发优势。
虽然有先发优势，但风机制造领域近些年发展很快，新的机型不断出现，这些企业面临后来者及外来制造商的强大压力，也都通过合作开发、引进技术等手段加快新产品的研制，力图保持自己的先发优势。
以金风科技为例，公司是国内首家具有批量生产风力发电机组能力的企业，2006年占到国内产品新增份额的80.81%，新增总装机的33.29%，在国内处于绝对领先的位置。截止2006年底，其600KW定浆距机组已安装349台，750KW变浆距机组安装了593台，1.2MW直驱永磁式发电机组已安装2台。公司正进一步完善1.2MW直驱式发电机组，并积极开发1.5MW发电机组。
力量之二：传统设备制造商强势介入看到风电市场中的机会和在企业转型的压力下，众多传统设备制造商强势介入风机整机制造业。这主要包括原大型风机部件制造企业、国内主要大型电站设备制造企业和航空航天设备制造企业。
例如，在火电设备过了景气顶点的情况下，国内三大电力设备集团：上海电气集团、东方电气集团和哈尔滨电站设备集团均把风电设备制造看作未来业务增长点，大举进入风电设备制造业。大连重工起重机有限公司利用它在重型装备中的优势，成立华锐风电科技有限公司，高起点引进1.5MW风电机组制造技术。
这些企业大多经济和技术实力雄厚、具有长期的工业基础和经验，且从一开始就瞄准国际主流的MW级先进机组，具有很强的追赶实力。而且，长期稳定的国内风电市场将为这些新进入者提供了较为充足的追赶时间。(附国内主要风机整机制造企业情况)。
力量之三：风力发电企业向上游产业链延伸在投资风电项目中，风力发电企业注意到风机制造中的巨大机会，也纷纷通过向上游延伸介入风机制造业。这些风机企业具有先天的贴近市场优势，先拥有市场，然后才组织制造。
例如，宁夏发电集团控股的银星能源于2007年与三菱重工业株式会社就风力发电机技术许可使用事项签订了技术供给合同，介入风电机组生产，机组将用于公司开发的风电场。
这些企业可以说是衔着金钥匙出生，产品订单有保障，相对风险较小，但是他们能否迅速消化吸收引进的技术，最终成长为国内风机整机制造的一支生力军尚不得而知。
力量之四：外国风机制造商看到中国风力发电巨大的市场，受制于风机设备国产化率的规定，国际主要的风电设备制造商纷纷在国内独资或合资建厂。国际风机厂商进入国内，一方面带来的先进的风机制造技术，另一方面为未来国内风机制造培养了人才、训练了熟练工人。
国外制造商在我国风机市场占据优势地位：2006年占新增装机55.10%，占累计国内总装机65.92%。其中Vestas、Gamesa、GE Wind占据前三位，分别占据国内总装机的18.73%、18.63%和10.74%。
携先进的技术、管理和雄厚资金实力，国外风机制造商将在国内风机制造市场占据重要位置，成为国内风机制造企业的最具威胁的对手。
2.潜在进入者目前国内三大发电设备制造商已经进入风机制造行业，国外主要风机制造商也已经在国内设厂，不过由于我国风电行业快速发展，风机制造业高速增长，垂涎于风机行业良好的发展前景，仍有相当多的企业想进入风机制造业，包括一些电力设备制造企业和国内的发电企业。
虽然有很多企业想进入风机制造业，但是由于风机制造具有较高的技术壁垒，并有一定的政策壁垒(在特许权招标中要求具有消化吸收引进技术能力)，因此很多前在进入者并不能构成现实的威胁。我们认为应该注意大型发电企业与国外制造商及国内传统设备制造业联手进入风机制造业。
3.替代品根据中电联的数据，截止到2006年底，我国发电装机容量达到了62200万千瓦，同比增长20.3%。其中水电达到12875万千瓦，约占总容量的20.67%，同比增长9.5%；火电达到48405万千瓦，约占总容量的77.82%，同比增长23.7%；火电占总容量的比例上升了2.15%，而水电占总容量比例则下降了2.03%。由于火电装机占总装机容量的75%以上，因此目前对发电设备行业影响最大的仍然是传统的火力发电设备业务。
当前主要电源发电成本比较由于技术的进步和产品批量的增加，风电的成本持续下降，每千瓦时风电成本由20世纪80年代的20美分下降到21世纪初的5美分左右。随着技术的进步和风机制造中规模效应的发挥，风力发电成本尚有很大的下降空间。预计到2010年，风力发电成本还可以下降30%，风电成本持续下降，已经接近常规能源成本。
各电源发电前景展望——风电最具备商业化条件
根据我国能源发展战略，我国未来将逐步优化电力装机结构，大力发展可再生能源发电，逐步缩小火电等化石能源发电在我国电力装机结构中的比例。
结合我国2005年2月28日公布的《可再生能源法》，2006年我国公布了《可再生能源中长期发展规划》，到2020年，我国水电装机容量将达到2.9亿千瓦，开发程度达到70%左右，生物质发电将达到2000万千瓦，风电达到3000万千瓦，太阳能发电达到200万千瓦，力争使可再生能源发电装机占总电力装机容量的比例达到30%以上。
到2006底，我国水电装机总容量1.286亿千瓦，当年新增装机容量971万千瓦，作为一种清洁可再生能源，在国家有序开发水电的政策支持下，水电投资将稳步增加，但由于我国现有技术下可供开发的水电资源有限，估计未来水电将维持在电源结构中约20%左右比例，很难大幅增加。
截至2006年底，我国风电装机容量230万千瓦，当年新增装机容量133万千瓦。
我国风电的发展瓶颈主要在于尚未掌握风电发电设备生产技术，设备一次投入成本过高。随着国内企业逐渐掌握风电设备生产技术和国外厂家在国内设厂生产，风电设备的成本将逐渐降低，以我国超过10亿千瓦的可利用风力资源，我国的风电发展前景不可限量，风电设备发展前景广阔。随着风电设备成本的降低，国家相应鼓励政策的落实，2007年我国风电设备仍将快速增长，需求预计在100万千瓦以上。风力发电是目前最具商业化条件的替代能源。
太阳能和生物质发电在我国刚刚起步，同样面临技术和发电成本高企的制约，未来将面临良好发展机遇，但是要实现大规模商业应用仍存在很多技术瓶颈和成本过高的难题。
4.风电场投资商目前国内风电场的投资主体以国有大型电力集团为主，较为多元化，许多投资商的可持续发展能力不高。由于风电机组占风电项目总投资的70%，因此风电场投资商对风机价格应该说非常敏感。
为了大规模商业化开发风电，国家发改委从2003年起推行风电特许权项目，每年一期，通过招标选择投资商和开发商。引进风电特许权的概念，解决了2002年以前阻碍风电发展的一些主要问题，在推动风电规模化发展和促进风电机组设备国产化方面起了重要作用。在风电特许权招标中，投标商的实际投标价格是从自身的发展策略制订的，一些投标商为了抢占风电场资源，以亏损的价格中标，现实结果是低价中标，还要以此作为核定电价的依据，导致风电上网电价过低，项目亏损，进而导致风电场运营商不具有持续发展能力，最终将损害上游的风机制造业。于是在2006年的第四期风电特许权招标中，国家规定投标价格只是中标的因素之一，此外提出了国产化率等要求，更为合理地保护了风电产业和风电场投资商。
5.零部件和材料供应商
我国风机设备制造业刚刚兴起，还没有形成完整的产业链，在国内纷纷上马整机装配的同时，我们应该看到零部件才是风机制造的瓶颈。
风电设备的零部件包括叶片、发电机、齿轮箱、偏航系统、控制系统、机舱、主轴等接近20个部分，成本主要集中在叶片、轮毂、发电机、齿轮箱上。叶片和轮毂约占成本的30%，发电机约占7%，齿轮箱约占12%. MW级以下的风力发电机组主要零部件已经实现了国产化，并且可以批量供应。但MW级以上风机的核心配件仍然存在较大缺口，本土厂商生产的部件技术上还不够可靠。
四、涉及风机制造上市公司投资分析
1.风电设备行业上市公司国际比较
(1)全球主要风电设备制造上市公司投资价值：高市盈率和投资回报在2006年新增装机全球前十的厂商中，Vesats、Gamesa、Suzlon、Nordex、REpower是以风机制造为主要业务的上市公司；GE Wind、Siemens、Acciona这三家上市公司中风机制造只是部分业务；Enercon、Goldwind(金风科技)还没有上市。我们选择了以风机制造为主业的制造商进行投资价值比较，市场价格选择的是2007年6月11日各公司所在证券市场的收盘价，换算成欧元，如下表所示。
从表中数据可以发现，我国风机制造业2006平均市盈率达到479.33倍，中位数达到103.84倍，远超全球主要风电设备制造商相应的市盈率。由于2007年多数公司业绩预期将有较大增长，2007年我国风机制造业平均市盈率将与国际水平相当。
在年总回报率方面，国内13家风电相关企业平均年收益为189.21%，较全球领先厂商平均水平高31%，收益率中位数为165.72%，与全球领先厂商大致相同。然而这并不能说明国内A股市场已经对风电设备制造企业给出了合理的估值，目前国内企业还处于发展初期，股票价格的上涨很大程度是由证券市场的火爆造成，而不是对风电业务的良好预期造成。
(3)国内风机制造企业的增长潜力还远没有为市场价格所反映表7是过去一年各主要风电设备厂商所在证券交易所的主要指数增长情况。A股市场过去一年涨幅超过150%，大约是表中丹麦等其他四国交易所指数平均涨幅的4倍，而中国与丹麦等四国的风电设备制造企业年投资回报却大致相当，国内风机制造企业的增长潜力看起来还没有为市场价格所反映。造成这一现象有两个原因，首先国内风机制造业目前处于发展初期，上市公司的未来盈利能力尚难以预期，预计当市场格局较为稳定之后，有实力的企业在价格上将得到较大上涨。第二个原因是风电业务在国内多家企业中所占比重较小，不足以在价格中体现出高溢价水平。
尽管如此，考虑到我国多数风机厂商还处于产品试制阶段，未来业绩存在很大不确定性，在目前的情况下市场不应该给予它们过高的溢价。
2.风机制造领域重点上市公司目前我国上市公司中进入风电设备制造领域的主要有湘电股份、华仪电气、天威保变、银星能源、长征电器( 11.98,-0.96,-7.42%)、特变电工( 31.29,-2.11,-6.32%)、国电南瑞、上电股份、中材科技( 33.10,0.39,1.19%)、天奇股份( 19.17,-2.13,-10.00%)等，其中多数上市公司的风电设备业务处于起步阶段，或是只占其主要业务的较小部分，因此目前尚难以对这些公司进行评级。下面是我们认为应该重点关注的行业上市公司。
湘电股份：电机制造实力雄厚
湘电股份是我国四大电机厂中唯一的辅机制造企业，是发改委指定的风电设备国产化基地之一。2006年4月，公司与日本株式会社原弘产合资成立湘原风能公司，双方各投资5500万元，各占50%股权。2006年10月，湘电股份定向增发4000万人民币普通股，募得资金31956.2万元，募资将投向MW级风力发电机组整机产业化项目，建设期2年，2010年将形成年产300套风力发电机组整机和500套电机电控的生产能力，可新增销售收入23.1亿元，税后利润2.9亿元。
公司目前2MW直驱式、2.5MW同步永磁式、1.5MW异步风力发电机三个项目进入国家863计划。公司的2MW风力发电机在国内同行业处于领先地位。2007年1月和3月，公司分别公告了价值1.638亿元和2.7亿元的风力发电机整机设备合同订单。
预计公司07、08年每股收益分别为0.44和0.63元。
华仪电气：依托早期经验积累，进入风机整机制造业华仪电气2006年7月通过与苏福马资产置换成功上市，2007年完成资产置换，更名为华仪电气，2006年被评为国家较大型民营企业集团。集团全资子公司华仪风能主要经营风电设备制造业务，目前生产的风机主要是引进德国Jacobs公司的S43/600、S48/750KW机组，已掌握风力发电设备中控制系统的核心技术，并成功研制开发出600千瓦、750千瓦风电机组控制柜。2006年与金风科技合作批量生产750千瓦风机整机，已掌握800千瓦风机整机制造核心技术。
公司于2006年10月与德国Nordex公司签订合约，联合开发1.5MW变浆变速恒频双馈风力发电机组，此外于2006年底原浙江运达董事长吴运东教授加盟，同时带来一批技术人员，将为公司风机制造提供强大的技术支持。公司计划08、09年完成1.2、1.5MW风电机组的开发。
预计公司07、08年每股收益分别为0.45、0.54元。
天威保变：欲复制太阳能领域的成功模式天威保变是太阳能产业龙头，是国内唯一具备完整产业链结构的光伏企业；此外，公司是国内最大的电力设备变压器生产基地之一，大型发电机组主变压器约占国内产量的45%左右。公司在稳固变压器领域地位同时，积极向风电设备领域发展，按照公司的战略规划，争取用2～3年的时间，使风电设备的总产值达到20亿元，成为继太阳能之后的另一新能源主业。
公司于2006年6月定向增发募集的资金6.16亿元，其中2.5亿元用于风力发电整机项目，06年3月组建了天威风电，与英国GH公司签订《1.5MW风机设计技术协议》、《1.5MW风力发电机组设计咨询协议》和《保密协议》，引进了GH公司全套风电技术。，期限自2006年6月28日至2009年6月28日，设计完成后，天威风电将是该1.5MW风机设计技术知识产权的所有者。
预计公司1.5MW的样机将于2007年下半年出厂，2008年正式对外发货。
预计公司07、08年的每股收益分别为0.66和0.94。
银星能源：同时进入风电设备制造和风力发电行业，近期表现抢眼银星能源是国内自动化仪器仪表行业龙头之一，为我国西昌航天发射基地、秦山核电站、大庆油田、长江葛洲坝( 13.50,-1.50,-10.00%)等国家重点工程项目配套。公司在2007年大举进入风力发电和风电设备制造业，2007年3月向宁夏银仪风力发电公司注入注册资本3750万元，银仪风电目前拥有风机容量为49.5MW风电场项目。
2007年4月，银星能源对宁夏发电集团定向增发18000万股股票，获得该集团部分风电资产，包括三个风力发电公司的股权，以及风电场工程。2007年5月，公司宣布与三菱重工业株式会社签订风机技术供给合同，预计将于2007年下半年生产1-2套容量为1MW的风电机组，2008年上半年正式投产，预计年产50-70套风电机组，预计销售收入约2-4亿元。由于公司拥有风电场，在风电设备生产上将很容易得到订单。
收到市场追捧，银星能源在证券市场上近期表现抢眼，自2007年1月29日至5月28日，除去停牌的日子，该股票连续21个交易日涨停。然而风电设备制造从投入到产出有一定的时间周期，风电场的运营现阶段在我国利润较低，对于银星能源2007年和2008年的盈利预期将较为谨慎。如果公司在未来两年发展顺利，那么随着风机需求进一步加大，风力发电成本进一步下降，可以预期在2009年后公司业绩将迅速成长。
预计07、08年的每股收益分别为0.12和0.32元。
五、风电设备制造行业存在的风险1.政策风险风电是新能源，在目前仍然存在成本较高、竞争力不强等问题，需要国家的相关政策的大力扶持才能快速发展。如果现有的优惠政策不能持续，或者相关政策不稳定，风电投资风险加大，则风电投资热情将会降低。
投资风电热情的降低将直接带来风电设备需求的减少。
2.风电技术进步带来的风险由于风电技术仍处于不断进步中，技术发展的不确定性，部分厂商在风电设备领域的技术会由于技术进步面临淘汰。
3.行业竞争激烈带来的风险风电设备制造业壁垒较高，在行业发展初期，国内众多企业介入其中，目前形成小而多的竞争格局，可以预料这种状况不能长期维持，最终必然通过激烈的竞争走向集中。
另外，国外风电设备制造商为规避国产化率要求，纷纷来华建厂，由于他们起步较早，有雄厚的资金技术实力，国内厂商面临他们的冲击。
Monday, June 25, 2007
无奇不有的中国股市
钾肥权证谢幕不归零存疑 庄家用一半利润请客
无奇不有的中国股市。
让我笑翻了。
2007年06月25日 03:25 北京晨报
“庄家”自掏一半利润回馈股民？
钾肥认沽权证（JTP1）注定难以被人遗忘。它的精彩，不在于此前几天涨近9倍的癫狂，而在于，它是迄今唯一一只在谢幕日没有成为废纸的认沽权证。更令人惊讶的是，似乎是主力最后的良心发现，让股民在最后一天仍然拥有了赚钱或跑路的机会。
认沽权证经常是随着行权期的临近而逐步价值回归，钾肥JTP1将在6月25日到6月29日行权。在行权期内，投资者如果行权，则相当于以每股15.10元的价格向认沽权证发行人卖出盐湖钾肥( 45.87,0.66,1.46%)
股票，而盐湖钾肥最新收盘价为45.21元，由于行权只能意味着巨大亏损，钾肥JTP1注定要一文不值。
然而，离奇的命运注定要贯穿钾肥JTP1的始终。钾肥JTP1最后一天走势奇妙，全天换手率达到1741.2%，上午的涨幅一度超70%，下午连续跳水，可最终仍报收于0.107元。
一个纪录由此产生，钾肥JTP1是第一只最后价格高于0.001元的认沽权证。直到昨天，有投资者在聊起这件事时，还纳闷地询问记者：“你说谁这么傻呀，居然最后仍拿着钾肥权证？”
●“庄家”用“一半利润”请客？
确实有人“这么傻”，而且很可能是庄家，他似乎决心在钾肥JTP1的末日当一天慈善家。
上周五10：34，在某网站的关于钾肥JTP1的“帖吧”里，一篇题为“致全体钾肥股民”的帖子引起了关注。在这篇帖子里，标红的字体传递着一个消息——自称是钾肥JTP1“庄家”的人发帖呼吁投资者撤退，而他会接单并支撑权证上涨，此人发誓不会坐视权证的平民炒家们血本无归。
不像是一个玩笑帖，因为随后钾肥JTP1的每次上涨，都跟“庄家”的发帖内容惊人吻合。上午收盘后，“庄家”继续发布声明，用如释重负的语气指出，他终于把红盘支撑到了上午收盘。
下午2点之后，钾肥JTP1开始一路下跌，似乎归零的命运无法避免。然而，在收盘之前，“庄家”再次发言：“最后一单由我来埋!!!3点吃最后一笔。”果然，收盘前最后一笔以0.107元成交了1166万股，如果真是被“庄家”接盘，耗资将达100多万元。
上周五的护盘行动，按“庄家”自称，花掉了他炒作钾肥JTP1几乎“一半利润”。
http://finance.sina.com.cn/stock/stockcomment/20070625/03253719864.shtml
无奇不有的中国股市。
让我笑翻了。
2007年06月25日 03:25 北京晨报
“庄家”自掏一半利润回馈股民？
钾肥认沽权证（JTP1）注定难以被人遗忘。它的精彩，不在于此前几天涨近9倍的癫狂，而在于，它是迄今唯一一只在谢幕日没有成为废纸的认沽权证。更令人惊讶的是，似乎是主力最后的良心发现，让股民在最后一天仍然拥有了赚钱或跑路的机会。
认沽权证经常是随着行权期的临近而逐步价值回归，钾肥JTP1将在6月25日到6月29日行权。在行权期内，投资者如果行权，则相当于以每股15.10元的价格向认沽权证发行人卖出盐湖钾肥( 45.87,0.66,1.46%)
股票，而盐湖钾肥最新收盘价为45.21元，由于行权只能意味着巨大亏损，钾肥JTP1注定要一文不值。
然而，离奇的命运注定要贯穿钾肥JTP1的始终。钾肥JTP1最后一天走势奇妙，全天换手率达到1741.2%，上午的涨幅一度超70%，下午连续跳水，可最终仍报收于0.107元。
一个纪录由此产生，钾肥JTP1是第一只最后价格高于0.001元的认沽权证。直到昨天，有投资者在聊起这件事时，还纳闷地询问记者：“你说谁这么傻呀，居然最后仍拿着钾肥权证？”
●“庄家”用“一半利润”请客？
确实有人“这么傻”，而且很可能是庄家，他似乎决心在钾肥JTP1的末日当一天慈善家。
上周五10：34，在某网站的关于钾肥JTP1的“帖吧”里，一篇题为“致全体钾肥股民”的帖子引起了关注。在这篇帖子里，标红的字体传递着一个消息——自称是钾肥JTP1“庄家”的人发帖呼吁投资者撤退，而他会接单并支撑权证上涨，此人发誓不会坐视权证的平民炒家们血本无归。
不像是一个玩笑帖，因为随后钾肥JTP1的每次上涨，都跟“庄家”的发帖内容惊人吻合。上午收盘后，“庄家”继续发布声明，用如释重负的语气指出，他终于把红盘支撑到了上午收盘。
下午2点之后，钾肥JTP1开始一路下跌，似乎归零的命运无法避免。然而，在收盘之前，“庄家”再次发言：“最后一单由我来埋!!!3点吃最后一笔。”果然，收盘前最后一笔以0.107元成交了1166万股，如果真是被“庄家”接盘，耗资将达100多万元。
上周五的护盘行动，按“庄家”自称，花掉了他炒作钾肥JTP1几乎“一半利润”。
http://finance.sina.com.cn/stock/stockcomment/20070625/03253719864.shtml
Sunday, June 24, 2007
中石油集团下月整合旗下炼化公司 18公司待整合
http://www.sina.com.cn 2007年06月23日 02:20 中国证券网-上海证券报
本报记者 李雁争
记者昨天从中国石油天然气集团公司(简称中石油集团)了解到，自7月1日起，集团位于大庆和兰州的4家炼化公司将分别进行重组，重组后的新公司有望被注入股份公司。此举使该集团距离整体上市的目标又走近一步。
新“兰州石化”的重组模式
中石油集团昨天表示，旗下兰州石化分公司和兰州石油化工公司两大企业将整体合并，并成立新公司。新公司仍名为中石油兰州石化分公司，将于7月1日正式进入一体化运作。
此前，兰州石化分公司作为优质资产，已经被划归股份公司；而兰州石油化工公司作为存续资产，一直由集团公司管理。
合并后，新公司资产总额由两公司重组前的143亿元增加到了253亿元，集炼油、化工和化肥生产于一体，具有雄厚的生产和科研开发实力，成为西部地区最大的炼油化工生产基地。
招商 券裘孝峰认为，在中央企业整体上市的宏观环境下，新公司被股份公司接管的可能性更大。
两公司的前身───兰州炼油化工总厂(简称兰炼)和兰州化学工业公司(简称兰化)，同为“一五”期间156项重点工程项目，被称为“中国石油化工的摇篮”。
1998年，国家对石油、石化两大行业实行战略性重组，“兰炼”和“兰化”划归中石油集团。并且将各自的主业、辅业分离形成四个公司；2000年，从原“兰炼”“兰化”中分离出来的两个主业公司合并，组成了中石油兰州石化分公司；2002年，从原“兰炼”“兰化”中分离出来的两个辅业公司合并，成立了中石油兰州石油化工公司。
集团18家公司尚待整合
与此同时，大庆华科( 11.74,-1.28,-9.83%)(000985)的股价在连拉两个涨停之后，终于在22日宣布，中石油股份将全面托管大庆华科的控股股东大庆石油化工总厂。
大庆华科公告表示，经过董事会确认，自7月1日起，中石油集团将对大庆石油化工总厂和大庆石化分公司进行重组整合。重组后的新公司将由中石油股份公司实行全面管理。
此前，大庆石油化工总厂的控制人是中石油集团公司，现有资产总额65亿元，所属二级单位22个。主要产品有苯乙烯、聚苯乙烯、ABS等；大庆石化分公司是中石油股份直属的地区分公司，是以大庆油田原油为主要原料，从事炼油、化工、化肥、化纤生产的特大型石油化工联合企业。
根据中石油集团的“ 十一五”计划，将陆续推进业务整合，并把相关业务注入股份公司。
中石油集团上次整合的时间是在去年3月，青海石油管理局、冀东石油勘探开发公司、林源炼油厂被分别委托给青海油田公司、冀东油田公司和大庆炼化公司全面管理。受委托的企业都是股份公司的子公司。
在对兰州和大庆的资产进行整合后，中石油集团旗下还有9个炼化厂，以及9个油田管理局有待被注入股份公司。根据国际惯例，集团下属的众多专业服务公司不会被股份公司整合。
本报记者 李雁争
记者昨天从中国石油天然气集团公司(简称中石油集团)了解到，自7月1日起，集团位于大庆和兰州的4家炼化公司将分别进行重组，重组后的新公司有望被注入股份公司。此举使该集团距离整体上市的目标又走近一步。
新“兰州石化”的重组模式
中石油集团昨天表示，旗下兰州石化分公司和兰州石油化工公司两大企业将整体合并，并成立新公司。新公司仍名为中石油兰州石化分公司，将于7月1日正式进入一体化运作。
此前，兰州石化分公司作为优质资产，已经被划归股份公司；而兰州石油化工公司作为存续资产，一直由集团公司管理。
合并后，新公司资产总额由两公司重组前的143亿元增加到了253亿元，集炼油、化工和化肥生产于一体，具有雄厚的生产和科研开发实力，成为西部地区最大的炼油化工生产基地。
招商 券裘孝峰认为，在中央企业整体上市的宏观环境下，新公司被股份公司接管的可能性更大。
两公司的前身───兰州炼油化工总厂(简称兰炼)和兰州化学工业公司(简称兰化)，同为“一五”期间156项重点工程项目，被称为“中国石油化工的摇篮”。
1998年，国家对石油、石化两大行业实行战略性重组，“兰炼”和“兰化”划归中石油集团。并且将各自的主业、辅业分离形成四个公司；2000年，从原“兰炼”“兰化”中分离出来的两个主业公司合并，组成了中石油兰州石化分公司；2002年，从原“兰炼”“兰化”中分离出来的两个辅业公司合并，成立了中石油兰州石油化工公司。
集团18家公司尚待整合
与此同时，大庆华科( 11.74,-1.28,-9.83%)(000985)的股价在连拉两个涨停之后，终于在22日宣布，中石油股份将全面托管大庆华科的控股股东大庆石油化工总厂。
大庆华科公告表示，经过董事会确认，自7月1日起，中石油集团将对大庆石油化工总厂和大庆石化分公司进行重组整合。重组后的新公司将由中石油股份公司实行全面管理。
此前，大庆石油化工总厂的控制人是中石油集团公司，现有资产总额65亿元，所属二级单位22个。主要产品有苯乙烯、聚苯乙烯、ABS等；大庆石化分公司是中石油股份直属的地区分公司，是以大庆油田原油为主要原料，从事炼油、化工、化肥、化纤生产的特大型石油化工联合企业。
根据中石油集团的“ 十一五”计划，将陆续推进业务整合，并把相关业务注入股份公司。
中石油集团上次整合的时间是在去年3月，青海石油管理局、冀东石油勘探开发公司、林源炼油厂被分别委托给青海油田公司、冀东油田公司和大庆炼化公司全面管理。受委托的企业都是股份公司的子公司。
在对兰州和大庆的资产进行整合后，中石油集团旗下还有9个炼化厂，以及9个油田管理局有待被注入股份公司。根据国际惯例，集团下属的众多专业服务公司不会被股份公司整合。
油股新闻两则
1，陈同海辞去中国石化股份有限公司董事长职务
到底有什么内情呢？
可能是非常重要和关键的问题。
我也到处在找资料。对中石化肯定是重大坏消息，但会不会影响中石油呢？
三个油股中，中石化在上周的升幅是最小的。是不是有什么内情已让人知道了？
苏树林是中石油过去的。到现在，三大油股的一把手都和政界关系密切了。中海油CEO去了当海南省长，中石油CEO做过青海副省长，之前国资委主任也是中石油去的；现在中石化CEO也做过辽宁省委委员，都有政治经验了。
2，新浪为中石油回归专门开了一个网页，非常有用。真不错。
http://finance.sina.com.cn/focus/PTRalist/index.shtml
到底有什么内情呢？
可能是非常重要和关键的问题。
我也到处在找资料。对中石化肯定是重大坏消息，但会不会影响中石油呢？
三个油股中，中石化在上周的升幅是最小的。是不是有什么内情已让人知道了？
苏树林是中石油过去的。到现在，三大油股的一把手都和政界关系密切了。中海油CEO去了当海南省长，中石油CEO做过青海副省长，之前国资委主任也是中石油去的；现在中石化CEO也做过辽宁省委委员，都有政治经验了。
2，新浪为中石油回归专门开了一个网页，非常有用。真不错。
http://finance.sina.com.cn/focus/PTRalist/index.shtml
Thursday, June 21, 2007
长城证券：2007年下半年石油与化工行业投资策略
http://www.sina.com.cn 2007年06月20日 17:20 长城证券
2007年下半年石油与化工行业投资策略
——产业结构调整加速下关注持续成长的优质公司
投资评级：谨慎推荐
2007年6月19日
长城证券 张志宏
要点：
•2007 年上半年，在成本回落、下游需求强劲、出口良好的情况下，石油与化工行业景气度不断回升，盈利大幅增长。在今年国内宏观经济增速偏快的需求拉动下，我们预计多数子行业形势良好的格局在下半年将继续维持。但下半年行业面临的压力正在增大：政府对高耗能化工行业宏观调控执行力度的增强、欧盟从6月1日启动REACH法案等国际贸易保护行为的不断增多、部分化工产品加征出口关税及减少出口退税率、国内正处于加息周期、行业环保要求日益苛刻，这使未来化工行业的整体成本与竞争压力加大，盈利增速将趋于下滑，当然我们也应看到，这些压力同时也有利于加快我国化工产业结构调整、进一步提高行业集中度、实现优胜劣汰，那些各行业内的优势公司仍将脱颖而出，持续成长。这类优质公司亦是我们关注的重点。
•考虑08年动态市盈率水平，目前化工板块整体的估值合理，并没有明显高估，加之我国经济的高速发展仍将继续推动石油与化工行业快速增长，将使估值进一步下降。下半年我们建议以产业结构调整加速下关注持续成长的优质公司为主要策略，以风物长宜放眼量为操作方法。重点配置行业景气超预期、节能降耗与产业结构调整、受益政策改革的优质龙头个股。建议关注几类机会：周期性弱、未来成长空间大的化工新材料个股；受益能源定价改革、上下游一体化的权重蓝筹股中国石化( 14.86,0.54,3.77%)；行业景气不断提升使盈利可能超预期的钾肥、纯碱、聚氨酯、农药行业个股；实施节能降耗，进行技术升级、产业转型，竞争力不断增强的个股，如华鲁恒升( 26.33,0.05,0.19%)；有较确切的行业并购、资产注入的个股，如星新材料( 50.05,-0.03,-0.06%)、南岭民爆(18.24,0.78,4.47%)。
•综合行业估值水平及未来运行态势，给予行业“谨慎推荐”评级，结合目前估值情况给予中信国安( 29.70,1.17,4.10%)、山西三维( 29.39,1.06,3.74%)等个股推荐的投资建议，给予烟台万华(57.10,2.06,3.74%)、金发科技( 39.00,1.08,2.85%)、新安股份(44.98,0.12,0.27%)长期推荐的投资建议。
一、行业运行状况分析
1、行业运行良好，景气局面在下半年能够持续，但景气度与上半年相比将略有降低
2007年上半年我国石油和化工行业运行良好，在成本回落、下游需求强劲、出口形势良好的情况下，不少行业景气度不断上升，盈利大幅增长。仅2007年1-2月，化学原料及化学制品制造业盈利较去年同期增长了235%，化学纤维制造行业利润则比去年同期大幅增长了1.7倍，而炼油业在原油价格回落的情况下亦由去年净亏损45亿元变为盈利138亿元，橡胶制品业利润同比去年增长了63%。在重点关注的石油和化工产品中，不少产品产量较06年同期仍有不小的增长，特别是原盐、烧碱等产品仍增长较快，国内炼油能力的持续增加也刺激石油加工量的大幅度增长,成品油产量也随之提高较多。
上半年，不少化工产品价格大幅上涨，特别是粘胶、氨纶、TDI、PVC等产品涨幅较大。
对于下半年的原油价格，一方面美国经济的放缓、尼日利亚局面的逐渐稳定、替代能源的兴起，使石油供求关系逐步转向平衡趋势，但另一方面，目前伊朗核问题矛盾的日益升级、OPEC的限产、美国炼厂能力的不足等因素又对原油价格形成支撑，因此下半年国际原油价格也不太可能出现大幅下跌，预计WTI原油价格将保持在55～70美元/桶的区间内高位震荡，下半年炼油行业面临的压力有所提高。
在国内宏观经济强劲的需求拉动下，我们预计上半年来石油与化工多数子行业高景气的格局在下半年能够维持，但正如我们将在后面提及，下半年行业面临的压力有所增加。
2、各行业固定资产投资增速较高
上半年来看，子行业固定资产投资增速较高，与近几年的增速相比，尚不构成明显压力。少数子行业例如化纤同比去年增长了36.3%，则增速偏高，对化纤行业的压力在明年将逐渐显现出来。
3、下半年行业运行面临的压力明显增大
首先，07年煤、电、天然气等价格继续上涨的可能性较大，煤炭价格在未来可能小幅增长，而与国际相比，国内天然气价格一直是严重偏低的，未来预计每年天然气价格有可能逐步上浮5%—8%，直到与国际价格水平接近为止，07年下半年亦有可能将实施一次提价。
再者，今年我国的国际贸易环境较为不利，去年以来的人民币持续升值使得部分化工产品的出口竞争力有所下滑，根据行业内的估计，若人民币升值5%,化纤行业出口收入就将减少87.9亿元。一些化工产品今年加征出口关税及减少出口退税率，例如对一般贸易和边境小额贸易方式出口的磷酸二铵，开征季节性出口暂定关税，2007年6月1日至9月30日期间税率为20%，10月1日至12月31日期间税率为10%；自2007年6月1日起至12月31日止,将磷矿石的出口暂定税率由10%提高至20%。
再如美国自2007年6月1日起执行《FMVSS139轮胎测试标准》，这一标准的安全参数比现行的标准更加严格，将对汽车轮胎在低气压状态下进行高速试验，试验速度由原来的每小时121千米、129千米、137千米增加到140千米、150千米、160千米。耐久性试验里程则达到4080千米，较原来增加了1.5倍。此外,在轮胎脱圈、老化、透气性及道路危险性试验等方面也增加了要求。由于欧美市场是我国轮胎制造企业消化过剩产能的最主要的出口市场,美国是中国轮胎最大的出口国，这对国内一些规模小、产品质量较差的轮胎企业影响较大。
同时今年欧盟针对我国出口的石化产品的REACH贸易政策在07年6月1日正式实施，根据欧盟的REACH法规，出口销售到欧盟市场上约3万种化工产品和其下游的纺织、轻工、制药等产品都将分别纳入注册、评估、许可3个管理监控系统，而且按照欧盟拟定的时间表，产量在1000吨以上的化学物质，应在于3年内完成注册；产量在100～1000吨的化学物质，于6年内完成注册；产量在1～100吨的化学物质于11年内完成注册，未能按期纳入该管理系统的产品不能在欧盟市场上销售。同时，该法规还规定了严格的检测标准和高昂的检测费用，这些费用全部由企业承担，据欧盟估算，每一种化学物质的基本检测费用约需8.5万欧元，每一种新物质的检测费用约需57万欧元，据估计，由此增加的费用，将使我国对欧盟石油化工产品的出口成本普遍提高5%以上。由于欧盟一直是中国重要的贸易伙伴，2004年欧盟与我国的化学品贸易总量为2719万吨，总金额达到299亿美元，涉及我国的化工产品达1200多种，其中出口量1000吨以上的有215种产品，出口量100吨以上有474种产品。而目前我国的化工企业大多数为资源和劳动密集型企业，生产的化学品中危险化学品量大面广，出口的化学品多以低档产品为主，生产过程污染比较严重，产品附加值和利润都较低。因此欧盟REACH法规的正式实施，将给我国的化工出口带来较大的压力。并且REACH法规实施后，欧盟的化工品生产商或出口企业将把其高额的注册、评估费用打入产品和出口成本，因而提高出口价格，据行业测算，将使我国从欧盟进口化工品的平均价格普遍提高6%以上，由于我国从欧盟进口主要是高档高附加值的化学品，这对中国化工进口企业来说无疑要增加成本。
二、节能减排力度加大，产业结构面临调整
2007年6月3日，国务院印发了《节能减排综合性工作方案》。方案内容分十部分，即目标任务和总体要求、控制增量，调整和优化结构、加大投入，全面实施重点工程、创新模式，加快发展循环经济、依靠科技，加快技术开发和推广、强化责任，加强节能减排管理、健全法制，加大监督检查执法力度、完善政策，形成激励和约束机制，加强宣传，提高全民节约意识、政府带头，发挥节能表率作用。方案进一步明确了中国实现节能减排的目标任务和总体要求，指出到2010年，中国万元国内生产总值能耗将年的1.22吨标准煤下降到1吨标准煤以下，降低20%左右；单位工业增加值用水量降低30%，主要污染物排放总量减少10%。同时，政府将建立节能减排工作问责制和“一票否决”制，将节能减排指标完成情况纳入各地经济社会发展综合评价体系，作为政府领导干部综合考核评价和企业负责人业绩考核的重要内容。在十一五期间将加快淘汰落后生产能力，加大淘汰电力、钢铁、建材、电解铝、铁合金、电石、焦炭、煤炭、平板玻璃等行业落后产能的力度。将严格建筑节能管理，从2008年起，所有新建商品房销售时在买卖合同等文件中要载明耗能量、节能措施等信息。
我们认为，《节能减排综合性工作方案》的出台将加速推进产业结构调整。例如，我国的氮肥工业是耗能较大的产业，同时行业集中度偏低，2006年全行业551家企业年耗天然气109.6亿立方米，无烟煤4233.4万吨(折标)，耗电646.9亿千瓦时，分别占全国总量的18.7%、22.1%和2.28%。在全国1000家重点耗能大户中，氮肥企业就占了160多家。氮肥行业每年水污染物排放90.9万吨。因此，方案出台后，我们预计未来那些耗能高、环保不达标的小氮肥企业将逐步被停产，而那些技术先进、能耗较低的优势企业将进一步受益。目前我国许多化工行业都面临着类似氮肥行业的情况，因此随着国家节能碱排力度的加强，产业结构调整不可避免。当然我们也应看到，结构调整也有利于提高我国化工产业的行业集中度、实现优胜劣汰，那些技术先进、管理水平突出、治理规范的各行业内的优势公司仍将脱颖而出，持续成长。
配合节能减排的要求，我们预计一些能源政策也将加快推进：
(1)天然气市场化定价改革将加快
目前国内天然气价格与国际价格倒挂现象十分严重，天然气价格与国际接轨的呼声日益高涨，相对于其他能源价格改革来讲，我国的天然气价格改革较滞后，主要原因在于我国的能源价格配套措施没有相应地得到完善。未来的改革方向有可能实现管网与气源分离，逐步让上游和终端领域市场化，只对管网实施垄断经营，这样有利于解决目前国内天然气气源的多元化，不同气源间巨大的价格落差困扰定价的问题，同时有利于引入竞争机制。
我们预计未来天然气的市场化定价改革有可能加快，如此的话，拥有大量天然气资产的中国石化将明显受益。
(2)替代能源甲醇、二甲醚等的开发利用有望出台相关标准
目前《中国替代能源研究报告》已完成初稿。《报告》指出,中国应加大对替代能源的开发和利用,推进包括煤基醇醚燃料、生物质液体燃料、煤制油、天然气等替代能源的多元化发展。此外,专家们对备受争议的甲醇毒性问题也作出了“对人体健康的影响不会很大”这一结论。未来替代能源甲醇、二甲醚等的开发利用有望出台相关标准，有助于消化目前扩张过快的甲醇、二甲醚的产能增长。
(3)开征燃油税、提高资源税有可能择机推出
为了鼓励推进节能减排，我们认为，未来将改进资源税的计征方式，提高税负水平，并适时出台燃油税。整体而言，对中国石化有一定的负面影响，但影响不大。
三、部分高景气子行业分析：
1、聚氨酯行业
2007年上半年，聚氨酯市场继续保持着繁荣。 MDI、TDI、BDO等原料需求强劲。加上6月初国务院发布的节能减排方案中，明确要求严格建筑节能管理，因此，我们预计未来建筑保温市场的启动将拉动MDI的需求进入新一轮的高速增长。
今年以来，MDI的全球供应偏紧，加上各装置检修安排较多，预计未来MDI的整体价格仍保持相对高位，同时原料苯胺近年随着不断扩产导致产能过剩，价格呈走低态势，进一步提升MDI的盈利水平。
近几年来，亚太地区一直是全球MDI 需求增长最快的地区，中国又是其中增长最快的国家，年消费量的平均增长率超过了20%。但传统上我国对硬质聚氨酯泡沫塑料的应用主要在冷库、冰箱等行业，真正将其用在建筑物的外墙保温上比例偏低，与国外欧美发达国家差距较大(图4)。目前，我国的建筑绝大多数都属于高能耗建筑，单位建筑能耗是同纬度西欧和北美国家的2-3倍。在全国400多亿平方米的建筑中，95%都属于高能耗建筑，而新建建筑也只有15%-20%执行了建筑节能设计标准，而在我国5%采用保温措施的建筑中，10%用聚氨酯，80%采用聚苯乙烯，10%用玻璃棉等材料，即我国建筑市场上实际只有0.5%采用聚氨酯。由于我国近几年经济的迅速增长和城镇化步伐的加快，每年新增建筑面积快速发展，建筑保温的市场需求巨大。
根据06年建设部提出的建筑节能目标，新建建筑严格执行节能50%的设计标准，北京、天津等少数大城市率先实施节能65%的标准；到2020年，北方和沿海经济发达地区和特大城市实现建筑节能65%目标，绝大部分既有建筑完成节能改造；06年推出聚氨酯建筑节能应用的导则，07年进行标准的推广。
而对于满足节能65%的要求，聚氨酯泡沫相比聚苯乙烯等其它材料的竞争优势更显突出。如果我国建筑节能达到65%的标准执行到位，聚氨酯建筑保温占据整个建筑保温市场50%左右的市场份额，则未来每年旧房改造加上新增建筑，我国仅建筑保温市场对聚合MDI年需求量就将达到80万吨以上。目前，我国《聚氨酯墙体保温技术导则》已经出台，聚氨酯用于墙体保温也在重庆、苏州等许多地方逐渐试点推广。因此，未来建筑保温市场的启动将拉动MDI的需求进入新一轮的增长，相关上市公司烟台万华将持续受益。
2、纯碱行业
由于下游玻璃、洗涤剂、氧化铝行业需求强劲，2006年来纯碱行业强劲复苏，厂家开工率不断提升，产销两旺。同时，从占纯碱成本30%～40%左右的主要原料原盐来看，由于大量新增原盐产能在2006年投放，全年原盐产量达到5430万吨，同比增长18%，市场供应过剩，原盐市场平均价格由350元/吨跌至200元/吨之下，跌幅超过40%，使得纯碱行业的盈利能力不断提升。2007年上半年，仍有大量原盐产能投放，原盐市场竞争十分激烈，价格将继续在低位徘徊。
这几年我国对纯碱行业的宏观调控力度较大，根据05年国务院发布的《促进产业结构调整暂行规定》，限制发展100万吨/年以下氨碱装置和30万吨/年以下的联碱装置，因而近年国内纯碱产能扩张不多，在建较大的仅有青海碱业90万吨/年和山东玻璃的100万吨/年，其中青海碱业的生产尚没有达到正常水平。同时，国内大化碱厂、天津碱厂、连云港(15.80,0.24,1.54%)碱厂等几大碱厂都面临搬迁改造的影响，因此，近年纯碱的产量增长速度较为缓和。
同时目前中国、美国和欧洲集中了全球90%的纯碱产能，并且中国在03年即已超过美国成为世界第一纯碱大国，近年来由于环保问题和成本问题，欧美纯碱产商纷纷减产，国外不断加大从中国进口纯碱的数量，目前纯碱的出口量已占到国内纯碱总产量的12%左右。2007年一季度我国纯碱出口达到了51万吨，同比去年增长6%，出口价格较去年同期也增长了5%左右，出口的不断增加也使国内纯碱产能释放的压力缓解。
而下游玻璃行业经过行业整顿之后逐渐复苏，氧化铝行业高速增长，使得对纯碱的需求增长强劲。
因此，我们预计2007年下半年纯碱行业仍会保持高景气度，国内纯碱行业龙头山东海化(16.63,-0.15,-0.89%)与三友化工(10.76,-0.22,-2.00%)值得关注。
四、2007年下半年行业投资策略
考虑08年20倍左右的动态市盈率水平，我们认为目前化工板块整体的估值合理，并没有明显高估，加之我国经济的高速发展仍将继续推动石油与化工行业快速增长，能使估值水平得以下降。从静态及动态市盈率来看，由于板块整体与市场平均而言处于估值洼地，在目前资金流动性过剩及牛市大格局背景下仍有吸引力。
下半年我们建议以产业结构调整加速下关注持续成长的优质公司为主要策略，以风物长宜放眼量为操作方法。重点配置行业景气超预期、节能降耗与产业结构调整、受益政策改革的优质龙头个股。建议关注几类机会：周期性弱、未来成长空间大的化工新材料个股如有机硅、聚氨酯、改性塑料等；受益能源定价改革、上下游一体化的权重蓝筹股中国石化；行业景气不断提升使盈利可能超预期的钾肥、纯碱、聚氨酯、农药行业个股；实施节能减排，进行技术升级、产业转型，竞争力不断增强的个股，如华鲁恒升；有较确切的行业并购、资产注入的个股，如星新材料、南岭民爆。
综合估值及行业运行态势，给予行业“谨慎推荐”的评级，我们重点关注的个股评级如下：
表 部分上市公司的业绩预测及投资评级
代码公司名称6.13价格EPS06EPS07EEPS08E07PE08PE投资评级
000839中信国安27.54 0.54 0.651.1942.4 23.1 推荐
000755山西三维27.05 0.34 0.871.2331.1 22.0 推荐
600352浙江龙盛(12.70,-0.13,-1.01%)13.71 0.350.640.7621.418.0推荐
600028中国石化15.20 0.59 0.761.0320.0 14.8 推荐
600636三爱富(14.42,-0.32,-2.17%)14.39 0.35 0.850.916.9 16.0 推荐
000792盐湖钾肥(47.90,0.70,1.48%)46.60 1.06 1.211.538.5 31.1 推荐
600423柳化股份(22.47,1.04,4.85%)22.52 0.63 0.921.2124.5 18.6 推荐
600299星新材料48.63 0.56 1.181.6041.2 30.4 推荐
600143金发科技36.75 0.96 0.710.9251.8 39.9 推荐
600309烟台万华49.82 0.69 0.981.5250.8 32.8 推荐
600426华鲁恒升26.85 0.71 0.831.2832.7 21.0 推荐
600596新安股份44.60 1.12 1.281.6534.8 27.0 推荐
002061江山化工(25.00,0.50,2.04%)23.170.570.710.9532.224.4推荐
002018华星化工(19.01,-0.28,-1.45%)19.850.340.460.8643.223.1推荐
600409三友化工11.560.260.470.5524.621.0谨慎推荐
投资评级说明
推荐——未来6个月内股价上涨超过20%；
谨慎推荐——未来6个月内股价上涨幅度在10%～20%之间；
中性——未来6个月内股价波动幅度在-10%～10%之间；
回避——未来6个月内下跌超过10%。
2007年下半年石油与化工行业投资策略
——产业结构调整加速下关注持续成长的优质公司
投资评级：谨慎推荐
2007年6月19日
长城证券 张志宏
要点：
•2007 年上半年，在成本回落、下游需求强劲、出口良好的情况下，石油与化工行业景气度不断回升，盈利大幅增长。在今年国内宏观经济增速偏快的需求拉动下，我们预计多数子行业形势良好的格局在下半年将继续维持。但下半年行业面临的压力正在增大：政府对高耗能化工行业宏观调控执行力度的增强、欧盟从6月1日启动REACH法案等国际贸易保护行为的不断增多、部分化工产品加征出口关税及减少出口退税率、国内正处于加息周期、行业环保要求日益苛刻，这使未来化工行业的整体成本与竞争压力加大，盈利增速将趋于下滑，当然我们也应看到，这些压力同时也有利于加快我国化工产业结构调整、进一步提高行业集中度、实现优胜劣汰，那些各行业内的优势公司仍将脱颖而出，持续成长。这类优质公司亦是我们关注的重点。
•考虑08年动态市盈率水平，目前化工板块整体的估值合理，并没有明显高估，加之我国经济的高速发展仍将继续推动石油与化工行业快速增长，将使估值进一步下降。下半年我们建议以产业结构调整加速下关注持续成长的优质公司为主要策略，以风物长宜放眼量为操作方法。重点配置行业景气超预期、节能降耗与产业结构调整、受益政策改革的优质龙头个股。建议关注几类机会：周期性弱、未来成长空间大的化工新材料个股；受益能源定价改革、上下游一体化的权重蓝筹股中国石化( 14.86,0.54,3.77%)；行业景气不断提升使盈利可能超预期的钾肥、纯碱、聚氨酯、农药行业个股；实施节能降耗，进行技术升级、产业转型，竞争力不断增强的个股，如华鲁恒升( 26.33,0.05,0.19%)；有较确切的行业并购、资产注入的个股，如星新材料( 50.05,-0.03,-0.06%)、南岭民爆(18.24,0.78,4.47%)。
•综合行业估值水平及未来运行态势，给予行业“谨慎推荐”评级，结合目前估值情况给予中信国安( 29.70,1.17,4.10%)、山西三维( 29.39,1.06,3.74%)等个股推荐的投资建议，给予烟台万华(57.10,2.06,3.74%)、金发科技( 39.00,1.08,2.85%)、新安股份(44.98,0.12,0.27%)长期推荐的投资建议。
一、行业运行状况分析
1、行业运行良好，景气局面在下半年能够持续，但景气度与上半年相比将略有降低
2007年上半年我国石油和化工行业运行良好，在成本回落、下游需求强劲、出口形势良好的情况下，不少行业景气度不断上升，盈利大幅增长。仅2007年1-2月，化学原料及化学制品制造业盈利较去年同期增长了235%，化学纤维制造行业利润则比去年同期大幅增长了1.7倍，而炼油业在原油价格回落的情况下亦由去年净亏损45亿元变为盈利138亿元，橡胶制品业利润同比去年增长了63%。在重点关注的石油和化工产品中，不少产品产量较06年同期仍有不小的增长，特别是原盐、烧碱等产品仍增长较快，国内炼油能力的持续增加也刺激石油加工量的大幅度增长,成品油产量也随之提高较多。
上半年，不少化工产品价格大幅上涨，特别是粘胶、氨纶、TDI、PVC等产品涨幅较大。
对于下半年的原油价格，一方面美国经济的放缓、尼日利亚局面的逐渐稳定、替代能源的兴起，使石油供求关系逐步转向平衡趋势，但另一方面，目前伊朗核问题矛盾的日益升级、OPEC的限产、美国炼厂能力的不足等因素又对原油价格形成支撑，因此下半年国际原油价格也不太可能出现大幅下跌，预计WTI原油价格将保持在55～70美元/桶的区间内高位震荡，下半年炼油行业面临的压力有所提高。
在国内宏观经济强劲的需求拉动下，我们预计上半年来石油与化工多数子行业高景气的格局在下半年能够维持，但正如我们将在后面提及，下半年行业面临的压力有所增加。
2、各行业固定资产投资增速较高
上半年来看，子行业固定资产投资增速较高，与近几年的增速相比，尚不构成明显压力。少数子行业例如化纤同比去年增长了36.3%，则增速偏高，对化纤行业的压力在明年将逐渐显现出来。
3、下半年行业运行面临的压力明显增大
首先，07年煤、电、天然气等价格继续上涨的可能性较大，煤炭价格在未来可能小幅增长，而与国际相比，国内天然气价格一直是严重偏低的，未来预计每年天然气价格有可能逐步上浮5%—8%，直到与国际价格水平接近为止，07年下半年亦有可能将实施一次提价。
再者，今年我国的国际贸易环境较为不利，去年以来的人民币持续升值使得部分化工产品的出口竞争力有所下滑，根据行业内的估计，若人民币升值5%,化纤行业出口收入就将减少87.9亿元。一些化工产品今年加征出口关税及减少出口退税率，例如对一般贸易和边境小额贸易方式出口的磷酸二铵，开征季节性出口暂定关税，2007年6月1日至9月30日期间税率为20%，10月1日至12月31日期间税率为10%；自2007年6月1日起至12月31日止,将磷矿石的出口暂定税率由10%提高至20%。
再如美国自2007年6月1日起执行《FMVSS139轮胎测试标准》，这一标准的安全参数比现行的标准更加严格，将对汽车轮胎在低气压状态下进行高速试验，试验速度由原来的每小时121千米、129千米、137千米增加到140千米、150千米、160千米。耐久性试验里程则达到4080千米，较原来增加了1.5倍。此外,在轮胎脱圈、老化、透气性及道路危险性试验等方面也增加了要求。由于欧美市场是我国轮胎制造企业消化过剩产能的最主要的出口市场,美国是中国轮胎最大的出口国，这对国内一些规模小、产品质量较差的轮胎企业影响较大。
同时今年欧盟针对我国出口的石化产品的REACH贸易政策在07年6月1日正式实施，根据欧盟的REACH法规，出口销售到欧盟市场上约3万种化工产品和其下游的纺织、轻工、制药等产品都将分别纳入注册、评估、许可3个管理监控系统，而且按照欧盟拟定的时间表，产量在1000吨以上的化学物质，应在于3年内完成注册；产量在100～1000吨的化学物质，于6年内完成注册；产量在1～100吨的化学物质于11年内完成注册，未能按期纳入该管理系统的产品不能在欧盟市场上销售。同时，该法规还规定了严格的检测标准和高昂的检测费用，这些费用全部由企业承担，据欧盟估算，每一种化学物质的基本检测费用约需8.5万欧元，每一种新物质的检测费用约需57万欧元，据估计，由此增加的费用，将使我国对欧盟石油化工产品的出口成本普遍提高5%以上。由于欧盟一直是中国重要的贸易伙伴，2004年欧盟与我国的化学品贸易总量为2719万吨，总金额达到299亿美元，涉及我国的化工产品达1200多种，其中出口量1000吨以上的有215种产品，出口量100吨以上有474种产品。而目前我国的化工企业大多数为资源和劳动密集型企业，生产的化学品中危险化学品量大面广，出口的化学品多以低档产品为主，生产过程污染比较严重，产品附加值和利润都较低。因此欧盟REACH法规的正式实施，将给我国的化工出口带来较大的压力。并且REACH法规实施后，欧盟的化工品生产商或出口企业将把其高额的注册、评估费用打入产品和出口成本，因而提高出口价格，据行业测算，将使我国从欧盟进口化工品的平均价格普遍提高6%以上，由于我国从欧盟进口主要是高档高附加值的化学品，这对中国化工进口企业来说无疑要增加成本。
二、节能减排力度加大，产业结构面临调整
2007年6月3日，国务院印发了《节能减排综合性工作方案》。方案内容分十部分，即目标任务和总体要求、控制增量，调整和优化结构、加大投入，全面实施重点工程、创新模式，加快发展循环经济、依靠科技，加快技术开发和推广、强化责任，加强节能减排管理、健全法制，加大监督检查执法力度、完善政策，形成激励和约束机制，加强宣传，提高全民节约意识、政府带头，发挥节能表率作用。方案进一步明确了中国实现节能减排的目标任务和总体要求，指出到2010年，中国万元国内生产总值能耗将年的1.22吨标准煤下降到1吨标准煤以下，降低20%左右；单位工业增加值用水量降低30%，主要污染物排放总量减少10%。同时，政府将建立节能减排工作问责制和“一票否决”制，将节能减排指标完成情况纳入各地经济社会发展综合评价体系，作为政府领导干部综合考核评价和企业负责人业绩考核的重要内容。在十一五期间将加快淘汰落后生产能力，加大淘汰电力、钢铁、建材、电解铝、铁合金、电石、焦炭、煤炭、平板玻璃等行业落后产能的力度。将严格建筑节能管理，从2008年起，所有新建商品房销售时在买卖合同等文件中要载明耗能量、节能措施等信息。
我们认为，《节能减排综合性工作方案》的出台将加速推进产业结构调整。例如，我国的氮肥工业是耗能较大的产业，同时行业集中度偏低，2006年全行业551家企业年耗天然气109.6亿立方米，无烟煤4233.4万吨(折标)，耗电646.9亿千瓦时，分别占全国总量的18.7%、22.1%和2.28%。在全国1000家重点耗能大户中，氮肥企业就占了160多家。氮肥行业每年水污染物排放90.9万吨。因此，方案出台后，我们预计未来那些耗能高、环保不达标的小氮肥企业将逐步被停产，而那些技术先进、能耗较低的优势企业将进一步受益。目前我国许多化工行业都面临着类似氮肥行业的情况，因此随着国家节能碱排力度的加强，产业结构调整不可避免。当然我们也应看到，结构调整也有利于提高我国化工产业的行业集中度、实现优胜劣汰，那些技术先进、管理水平突出、治理规范的各行业内的优势公司仍将脱颖而出，持续成长。
配合节能减排的要求，我们预计一些能源政策也将加快推进：
(1)天然气市场化定价改革将加快
目前国内天然气价格与国际价格倒挂现象十分严重，天然气价格与国际接轨的呼声日益高涨，相对于其他能源价格改革来讲，我国的天然气价格改革较滞后，主要原因在于我国的能源价格配套措施没有相应地得到完善。未来的改革方向有可能实现管网与气源分离，逐步让上游和终端领域市场化，只对管网实施垄断经营，这样有利于解决目前国内天然气气源的多元化，不同气源间巨大的价格落差困扰定价的问题，同时有利于引入竞争机制。
我们预计未来天然气的市场化定价改革有可能加快，如此的话，拥有大量天然气资产的中国石化将明显受益。
(2)替代能源甲醇、二甲醚等的开发利用有望出台相关标准
目前《中国替代能源研究报告》已完成初稿。《报告》指出,中国应加大对替代能源的开发和利用,推进包括煤基醇醚燃料、生物质液体燃料、煤制油、天然气等替代能源的多元化发展。此外,专家们对备受争议的甲醇毒性问题也作出了“对人体健康的影响不会很大”这一结论。未来替代能源甲醇、二甲醚等的开发利用有望出台相关标准，有助于消化目前扩张过快的甲醇、二甲醚的产能增长。
(3)开征燃油税、提高资源税有可能择机推出
为了鼓励推进节能减排，我们认为，未来将改进资源税的计征方式，提高税负水平，并适时出台燃油税。整体而言，对中国石化有一定的负面影响，但影响不大。
三、部分高景气子行业分析：
1、聚氨酯行业
2007年上半年，聚氨酯市场继续保持着繁荣。 MDI、TDI、BDO等原料需求强劲。加上6月初国务院发布的节能减排方案中，明确要求严格建筑节能管理，因此，我们预计未来建筑保温市场的启动将拉动MDI的需求进入新一轮的高速增长。
今年以来，MDI的全球供应偏紧，加上各装置检修安排较多，预计未来MDI的整体价格仍保持相对高位，同时原料苯胺近年随着不断扩产导致产能过剩，价格呈走低态势，进一步提升MDI的盈利水平。
近几年来，亚太地区一直是全球MDI 需求增长最快的地区，中国又是其中增长最快的国家，年消费量的平均增长率超过了20%。但传统上我国对硬质聚氨酯泡沫塑料的应用主要在冷库、冰箱等行业，真正将其用在建筑物的外墙保温上比例偏低，与国外欧美发达国家差距较大(图4)。目前，我国的建筑绝大多数都属于高能耗建筑，单位建筑能耗是同纬度西欧和北美国家的2-3倍。在全国400多亿平方米的建筑中，95%都属于高能耗建筑，而新建建筑也只有15%-20%执行了建筑节能设计标准，而在我国5%采用保温措施的建筑中，10%用聚氨酯，80%采用聚苯乙烯，10%用玻璃棉等材料，即我国建筑市场上实际只有0.5%采用聚氨酯。由于我国近几年经济的迅速增长和城镇化步伐的加快，每年新增建筑面积快速发展，建筑保温的市场需求巨大。
根据06年建设部提出的建筑节能目标，新建建筑严格执行节能50%的设计标准，北京、天津等少数大城市率先实施节能65%的标准；到2020年，北方和沿海经济发达地区和特大城市实现建筑节能65%目标，绝大部分既有建筑完成节能改造；06年推出聚氨酯建筑节能应用的导则，07年进行标准的推广。
而对于满足节能65%的要求，聚氨酯泡沫相比聚苯乙烯等其它材料的竞争优势更显突出。如果我国建筑节能达到65%的标准执行到位，聚氨酯建筑保温占据整个建筑保温市场50%左右的市场份额，则未来每年旧房改造加上新增建筑，我国仅建筑保温市场对聚合MDI年需求量就将达到80万吨以上。目前，我国《聚氨酯墙体保温技术导则》已经出台，聚氨酯用于墙体保温也在重庆、苏州等许多地方逐渐试点推广。因此，未来建筑保温市场的启动将拉动MDI的需求进入新一轮的增长，相关上市公司烟台万华将持续受益。
2、纯碱行业
由于下游玻璃、洗涤剂、氧化铝行业需求强劲，2006年来纯碱行业强劲复苏，厂家开工率不断提升，产销两旺。同时，从占纯碱成本30%～40%左右的主要原料原盐来看，由于大量新增原盐产能在2006年投放，全年原盐产量达到5430万吨，同比增长18%，市场供应过剩，原盐市场平均价格由350元/吨跌至200元/吨之下，跌幅超过40%，使得纯碱行业的盈利能力不断提升。2007年上半年，仍有大量原盐产能投放，原盐市场竞争十分激烈，价格将继续在低位徘徊。
这几年我国对纯碱行业的宏观调控力度较大，根据05年国务院发布的《促进产业结构调整暂行规定》，限制发展100万吨/年以下氨碱装置和30万吨/年以下的联碱装置，因而近年国内纯碱产能扩张不多，在建较大的仅有青海碱业90万吨/年和山东玻璃的100万吨/年，其中青海碱业的生产尚没有达到正常水平。同时，国内大化碱厂、天津碱厂、连云港(15.80,0.24,1.54%)碱厂等几大碱厂都面临搬迁改造的影响，因此，近年纯碱的产量增长速度较为缓和。
同时目前中国、美国和欧洲集中了全球90%的纯碱产能，并且中国在03年即已超过美国成为世界第一纯碱大国，近年来由于环保问题和成本问题，欧美纯碱产商纷纷减产，国外不断加大从中国进口纯碱的数量，目前纯碱的出口量已占到国内纯碱总产量的12%左右。2007年一季度我国纯碱出口达到了51万吨，同比去年增长6%，出口价格较去年同期也增长了5%左右，出口的不断增加也使国内纯碱产能释放的压力缓解。
而下游玻璃行业经过行业整顿之后逐渐复苏，氧化铝行业高速增长，使得对纯碱的需求增长强劲。
因此，我们预计2007年下半年纯碱行业仍会保持高景气度，国内纯碱行业龙头山东海化(16.63,-0.15,-0.89%)与三友化工(10.76,-0.22,-2.00%)值得关注。
四、2007年下半年行业投资策略
考虑08年20倍左右的动态市盈率水平，我们认为目前化工板块整体的估值合理，并没有明显高估，加之我国经济的高速发展仍将继续推动石油与化工行业快速增长，能使估值水平得以下降。从静态及动态市盈率来看，由于板块整体与市场平均而言处于估值洼地，在目前资金流动性过剩及牛市大格局背景下仍有吸引力。
下半年我们建议以产业结构调整加速下关注持续成长的优质公司为主要策略，以风物长宜放眼量为操作方法。重点配置行业景气超预期、节能降耗与产业结构调整、受益政策改革的优质龙头个股。建议关注几类机会：周期性弱、未来成长空间大的化工新材料个股如有机硅、聚氨酯、改性塑料等；受益能源定价改革、上下游一体化的权重蓝筹股中国石化；行业景气不断提升使盈利可能超预期的钾肥、纯碱、聚氨酯、农药行业个股；实施节能减排，进行技术升级、产业转型，竞争力不断增强的个股，如华鲁恒升；有较确切的行业并购、资产注入的个股，如星新材料、南岭民爆。
综合估值及行业运行态势，给予行业“谨慎推荐”的评级，我们重点关注的个股评级如下：
表 部分上市公司的业绩预测及投资评级
代码公司名称6.13价格EPS06EPS07EEPS08E07PE08PE投资评级
000839中信国安27.54 0.54 0.651.1942.4 23.1 推荐
000755山西三维27.05 0.34 0.871.2331.1 22.0 推荐
600352浙江龙盛(12.70,-0.13,-1.01%)13.71 0.350.640.7621.418.0推荐
600028中国石化15.20 0.59 0.761.0320.0 14.8 推荐
600636三爱富(14.42,-0.32,-2.17%)14.39 0.35 0.850.916.9 16.0 推荐
000792盐湖钾肥(47.90,0.70,1.48%)46.60 1.06 1.211.538.5 31.1 推荐
600423柳化股份(22.47,1.04,4.85%)22.52 0.63 0.921.2124.5 18.6 推荐
600299星新材料48.63 0.56 1.181.6041.2 30.4 推荐
600143金发科技36.75 0.96 0.710.9251.8 39.9 推荐
600309烟台万华49.82 0.69 0.981.5250.8 32.8 推荐
600426华鲁恒升26.85 0.71 0.831.2832.7 21.0 推荐
600596新安股份44.60 1.12 1.281.6534.8 27.0 推荐
002061江山化工(25.00,0.50,2.04%)23.170.570.710.9532.224.4推荐
002018华星化工(19.01,-0.28,-1.45%)19.850.340.460.8643.223.1推荐
600409三友化工11.560.260.470.5524.621.0谨慎推荐
投资评级说明
推荐——未来6个月内股价上涨超过20%；
谨慎推荐——未来6个月内股价上涨幅度在10%～20%之间；
中性——未来6个月内股价波动幅度在-10%～10%之间；
回避——未来6个月内下跌超过10%。
Wednesday, June 20, 2007
中石油，第二阶段战役？
中石油战役的目标已经达致，资金大部分已经撤出。我在想有没有可能进行下一阶段的战役。
如果说，从入市的9.8到12元是第一阶段，那这个阶段主要是建基于基本因素价值的回归：
1，中石油的实际价值应该在12元以上，它的实际情况是被刻意扭曲和隐藏了；
2，内地来的资金对中石油实际情况的了解远高于境外人士，能看穿中石油管理层的伎俩；
3，在北水南调的推动下，已经在预期在7月1日前，中央不会出台任何打击港股气氛的举动；
4，加入国际油价没有大幅度下跌，美股没有出现逆转性的崩盘；
那么中石油在七一前，实现12元，机会是相当高的，而风险是相当低的。
在这样的判断下，我几乎是满仓(用了全部可动用的投机性资金)，在9333建仓，并在0.68建仓时，设定了2元的目标价。(9333行使价10元，按intrinct value计算)。
当然，由于中途不断达到中段目标价，不断减持，实际回报只有升幅的一半。可以说是为了所谓的technical error，付出了很大的代价。
理论上，既然已经到了目标，实现了战役设想，就应该全部撤出了。但目前还是留下了约三分一的仓位(股数计)，留在观望。
我在设想，有没有可能实施中石油战役的第二阶段。如果第一阶段是建立在基本因素上，那第二阶段，就有可能完全建立在心理因素上了。难度更高，泡沫性更强。
在第一阶段，我没有很大关注A股回归因素，也以为短期内不会实现。但实际上，是A股回归的公布，使我提前实现了目标。
A股回归，将为中石油带来很大的心理溢价。
参考人寿，中石化的经验，中石油的A股，届时肯定会在20元以上。
反映到H股，有理由相信中石油可以达到15元，而且这有很大机会在8月10日股东大会前实现的。
不过，这12元到15元的可能升幅，纯粹是心理因素，和基本面关系不大。
在八月以前，假设外围不崩盘，油价不崩盘，中石油是否达到15元，和如果达到中间的路径是怎样的，取决三个因素：
1，资源税，环境税，燃油税的出台。从政策面来说，可以说已经是到了山雨欲来风满楼的地步。
2，龙岗气井的公布方式和时机；
3，A股发行的进度。
而我的看法是，这三者之间是相关的。中石油，发改委，国资委，都是把三样东西放在一起考虑的。
所以，第一个功课是，尽量去了解中石油为什么选择在这个时候上A股，这是解迷的关键。
是否进行第二阶段，还言之过早。需要再观察和研究几天。
如果说，从入市的9.8到12元是第一阶段，那这个阶段主要是建基于基本因素价值的回归：
1，中石油的实际价值应该在12元以上，它的实际情况是被刻意扭曲和隐藏了；
2，内地来的资金对中石油实际情况的了解远高于境外人士，能看穿中石油管理层的伎俩；
3，在北水南调的推动下，已经在预期在7月1日前，中央不会出台任何打击港股气氛的举动；
4，加入国际油价没有大幅度下跌，美股没有出现逆转性的崩盘；
那么中石油在七一前，实现12元，机会是相当高的，而风险是相当低的。
在这样的判断下，我几乎是满仓(用了全部可动用的投机性资金)，在9333建仓，并在0.68建仓时，设定了2元的目标价。(9333行使价10元，按intrinct value计算)。
当然，由于中途不断达到中段目标价，不断减持，实际回报只有升幅的一半。可以说是为了所谓的technical error，付出了很大的代价。
理论上，既然已经到了目标，实现了战役设想，就应该全部撤出了。但目前还是留下了约三分一的仓位(股数计)，留在观望。
我在设想，有没有可能实施中石油战役的第二阶段。如果第一阶段是建立在基本因素上，那第二阶段，就有可能完全建立在心理因素上了。难度更高，泡沫性更强。
在第一阶段，我没有很大关注A股回归因素，也以为短期内不会实现。但实际上，是A股回归的公布，使我提前实现了目标。
A股回归，将为中石油带来很大的心理溢价。
参考人寿，中石化的经验，中石油的A股，届时肯定会在20元以上。
反映到H股，有理由相信中石油可以达到15元，而且这有很大机会在8月10日股东大会前实现的。
不过，这12元到15元的可能升幅，纯粹是心理因素，和基本面关系不大。
在八月以前，假设外围不崩盘，油价不崩盘，中石油是否达到15元，和如果达到中间的路径是怎样的，取决三个因素：
1，资源税，环境税，燃油税的出台。从政策面来说，可以说已经是到了山雨欲来风满楼的地步。
2，龙岗气井的公布方式和时机；
3，A股发行的进度。
而我的看法是，这三者之间是相关的。中石油，发改委，国资委，都是把三样东西放在一起考虑的。
所以，第一个功课是，尽量去了解中石油为什么选择在这个时候上A股，这是解迷的关键。
是否进行第二阶段，还言之过早。需要再观察和研究几天。
9333，實施戰略性撤退
9333已經達到2元的目標價，開始實施戰略性撤退。
並不是指馬上離場，而是指心態的轉變。
在9333爲2元以下，也就是857在12元以下時，我視其之爲投資性專案，不大理會波動性；在9333達到2元，也就是857接近12元時，於我而言，已經轉爲投機性專案。
既然是投機性，持貨量超出我可承受水平，所以首先在2元價位已經減持一半。
剩下一半，順勢而行，但如果波動性太大，就會出貨。但如果還是如過去二十天那樣持續上升，就會一直持有，看能否達到3元水平，也就是857達到13元水平。
出口退稅削減，應該是重大利空，但大市不跌反升，說明有可能過熱，不排除稍後有調整的可能。
出於謹慎，所以減少了市場持貨量。
轉出來的資金，會全部轉投中國傳動，預計這類新股，受短期市場波動影響不大。起碼它要到7月4日才挂牌。
並不是指馬上離場，而是指心態的轉變。
在9333爲2元以下，也就是857在12元以下時，我視其之爲投資性專案，不大理會波動性；在9333達到2元，也就是857接近12元時，於我而言，已經轉爲投機性專案。
既然是投機性，持貨量超出我可承受水平，所以首先在2元價位已經減持一半。
剩下一半，順勢而行，但如果波動性太大，就會出貨。但如果還是如過去二十天那樣持續上升，就會一直持有，看能否達到3元水平，也就是857達到13元水平。
出口退稅削減，應該是重大利空，但大市不跌反升，說明有可能過熱，不排除稍後有調整的可能。
出於謹慎，所以減少了市場持貨量。
轉出來的資金，會全部轉投中國傳動，預計這類新股，受短期市場波動影響不大。起碼它要到7月4日才挂牌。
目前进入风机制造的上市公司都没有掌握核心技术
电力设备：行业奏响节能降耗主旋律中性
银河证券沈文春
投资要点：
各子行业继续分化，输变电设备子行业持续快速增长：从06年和07年上半年数据来看，在电源设备方面，火电设备需求继续萎缩，可再生能源如风电、水电设备需求旺盛；受电网投资拉动，输变电设备收入和利润继续快速增长，呈现良好势头；随经济快速增长，电机需求稳步增长；电线电缆行业集中度不高，竞争激烈，行业利润率依然不高。
行业继续面临成本压力：由于有色金属等材料价格维持高位，电力设备特别是竞争激烈的低电压等级的输变电设备、电机和电缆等盈利能力将受很大影响，如果不能把来自材料的成本压力转嫁到下游，全年仍将面临增收不增利的尴尬局面。
国家节能降耗政策对行业的影响凸显：国家节能降耗政策正推动行业技术发展和产品结构调整，在发电领域，新能源、高参数大容量和洁净煤等发电技术成为市场热点；在用电和输配电领域，变频技术、超高压特高压传输技术日益普及，新材料如非晶合金日益应用于电机和变压器制造，带来相关产品结构的调整。
07年下半年电力设备行业喜忧参半：一方面主要产品需求依然旺盛，另一方面行业整体面临的成本压力不减，在一些中低端产品领域竞争依然激烈，在出口受阻的情况下将更加恶化。由于国家推行节能降耗政策，给符合国家相关政策的企业带来良好发展机遇，而产品不对路的企业则面临生存压力，也促使行业进一步整合。..行业整体估值偏高：电力设备2006年加权平均市盈率为57倍，按2007年预测市盈率为40倍，与机械行业估值水平(06年65倍，07年42倍)接近，但高于A股市场平均估值水平(06年46倍，07年33倍)，电力设备目前估值一定程度上反映了对行业特别是对输变电设备子行业快速增长的乐观预期。
建议长期持有输变电一二次设备子行业龙头公司，如许继电气( 18.33,1.67,10.02%)、国电南瑞、平高电气( 26.90,0.15,0.56%)和特变电工( 24.57,2.23,9.98%)等；关注国家节能降耗政策受益的企业，如泰豪科技( 22.31,0.76,3.53%)、置信电气( 33.28,0.88,2.72%)等；在风电设备和特高压设备领域将存在较多交易性机会，关注华仪电气( 43.52,-0.40,-0.91%)、湘电股份( 34.44,0.14,0.41%)和许继电气等。
一、2007年上半年电力设备行业状况
1.2007年上半年主要电力设备状况
电源设备经过03年到06年的大规模火力发电建设，我国的火力发电无论能力还是装机技术水平均有大幅提升，未来火电每年新增装机将由05、06年的每年1亿千瓦左右降至约5000千瓦。由于我国发电设备此轮景气顶点已过，普遍发电设备企业新增订单减少，随着订单的消耗，发电设备企业的收入增速继续减缓，这一现象在06年下半年就已经出现，从07年上半年数据来看，主要火电设备的收入和利润增速继续下滑。
我国火力发电设备制造业经过前些年对国外先进技术的引进、消化吸收和自主创新，与国外差距不断缩小，目前不但能够满足国内的相关火电站建设的需求，而且逐渐走出国门，在东南亚、印度及中东等地区找到自己的市场。由于出口的规模还不足以弥补国内的市场下降，我国的火力发电设备景气下降仍不可避免。
在火力发电设备制造景气回落的同时，随着国家对可再生能源和清洁能源的扶持，相关的发电设备如风力发电机组、核电机组和水电机组需求旺盛，增长很快。
输配电及控制设备
受电网投资增加的带动，变压器、开关和电力电子元器件等产品继续高速增长，收入和利润同步增长，显示良好的发展势头，而电容器增长速度一般。07年上半年年，由于有色金属、硅钢片和石油价格等原材料维持高位，作为下游行业，变压器、开关等承受了巨大的成本压力，普遍毛利率仍然较低。
从行业结构来看，高压、超高压和特高压产品由于在电网投资中受益最大，并且行业技术、资金门槛较高，相对竞争不是特别激烈，因此订单、收入和利润增长都比较乐观，而中低压产品由于门槛不高，竞争激烈，行业内的公司盈利前景并不乐观。
电机制造
随着经济快速增长，电力供给的根本改善，我国电机需求稳步增长，虽然行业受到材料成本上涨、劳动力成本增加和行业竞争激烈、价格下降的双重挤压，我国的电机制造业还是实现了利润和收入的同步增长。
2.行业继续面临成本压力
电力设备，特别是低电压等级的输变电设备，材料占成本的比例比较大，2006年以来有色金属等材料价格大幅上涨并维持高位，给电力设备行业带来很大压力。2007年上半年，这种状况仍未改观，预计电力设备特别是低电压等级的输变电设备盈利能力将受很大影响，如果不能把来自材料的成本压力转嫁到下游，全年仍将面临增收不增利的尴尬局面
3.国家节能降耗政策对行业的影响凸显在发电设备领域，国家节能降耗政策推动行业技术发展和产品结构调整。最突出的方面就是我国鼓励使用大容量高参数火力发电技术、大功率核电技术、洁净煤发电技术、节水发电技术以及可再生能源发电技术，带动了相关产品的需求，促使国内企业对这些技术的研究和掌握，使发电设备产品结构调整步入良性发展轨道。
在用电领域，得益于节能降耗政策，促使了变频技术和新材料在电动机领域的使用，要求使用无功补偿装置提高功率系数等，使一批技术实力强的企业脱颖而出。
在输配电领域，为了减少传输中的损耗，要求建设更高电压等级的传输线路，使用能耗少的非晶合金材料的变压器，使相关企业受益。
二、展望2007年下半年，电力设备行业喜忧参半
1.受经济增长和电网投资驱动，主要产品需求仍然旺盛在电网投资快速增长带动下下，输配电设备如开关、变压器、电线电缆和输配电二次设备将继续快速增长，预计2007全年，输变电设备行业整体增速可以达到25%左右。
受固定资产投资快速增加拉动，对电动机等设备的需求会增长较快。
发电设备由于景气顶点已过，估计下半年由减速增长变为负增长，收入减少，利润下滑。
2.成本压力不减由于全球经济仍然向好，对有色金属等原材料需求旺盛，预计有色金属价格仍然会维持高位，这样电力设备成本压力依然较大。同时，电力设备行业很多领域，如微电机制造，劳动力密集，劳动力成本上升也给行业带来压力。
3.行业内竞争依然激烈由于我国主要的电力设备特别是中低压领域生产能力依然过剩，主要产品竞争激烈，在出口又受到国际市场相关国家的种种限制，成本上升，价格下降，盈利能力进一步减弱。
国家对机电产品出口退税政策的调整将更加加剧行业内的竞争。
4.节能降耗政策促使行业洗牌由于节能降耗政策的推行，给符合国家相关政策的企业带来良好发展机遇，而产品不对路的企业则面临生存压力，也促使行业进一步整合。
三、电力设备投资策略
1.行业整体估值偏高电力设备
2006年加权平均市盈率为57倍，按2007年预测市盈率为40倍，与机械行业估值水平(06年65倍，07年42倍)接近，但高于A股市场平均估值水平(06年46倍，07年33倍)，电力设备目前估值一定程度上反映了对行业特别是对输变电设备子行业快速增长的乐观预期。
2.建议长期持有输变电一次、二次设备子行业龙头公司
根据我国电力工业的“十一五”规划，“十一五”期间我国电力建设的重点将是“电源结构调整和电网建设”。根据规划，两家电网公司在十一五期间投资总额在12000亿元，平均每年2400亿元，比2005年电网投资额增长70%。
在国家电力投资重点转向电网建设的背景下，电站设备行业面临需求萎缩，景气回落，业绩下滑将不可避免，建议尽量回避；输变电设备行业由于投资持续增加，未来业绩的增长有保证，特别是在竞争不那么激烈的高压超高压领域，受益于需求旺盛和国家扶持民族工业的产业政策，行业龙头公司面临良好的发展机遇，建议长期持有；在工业用电气设备领域，建议关注公司治理良好，具有行业整合能力的行业龙头公司。
个股方面关注技术实力强、行业地位突出的输变电一次设备企业如平高电气(600312)、天威保变( 81.80,6.32,8.37%)(600550)和特变电工(600089)等，输变电二次设备企业如许继电气(000400)、国电南瑞(600406)和国电南自( 20.80,0.33,1.61%)(600268)等；公司治理良好，具有行业整合能力的工业用电气设备企业如卧龙电气( 14.31,0.77,5.69%)(600580)、泰豪科技(600590)和湘电股份(600416)等。
3.关注因国家节能降耗政策受益的公司受国家节能降耗政策的影响，发电、用电和配电领域的用户更加关注电机、变压器等设备的节能性能，这样市场就向生产相应产品和研发实力比较强的企业集中，相关企业可以关注泰豪科技、置信电气、湘电股份和国电南自等。
4.风电设备和特高压设备领域存在较多交易性机会我国风电进入加速发展期，风电装机快速增长，各风电设备制造企业手中握有大量订单，上市公司中也有不少涉及风机制造行业，如华仪电气、湘电股份、银星能源和天威保变等。我国风机制造业刚刚起步，市场处于开拓期，多采用引进技术，关键核心技术为国外公司掌握。目前进入风机制造的上市公司都没有掌握核心技术，产品能否为市场最终接受尚需时间检验，未来前景尚不明朗，投资这些企业风险较大。
但是，我们预计下半年国内风机制造的龙头企业金风科技将登陆A股市场，届时市场对风电概念的追逐将给风电设备上市公司带来较多的交易性机会，风机制造领域可以重点关注华仪电气、湘电股份和银星能源。
自2006年下半年以来，我国陆续批准了三条特高压输变电线路建设：晋东南-南阳-荆门1000KV特高压交流示范工程、云南-广东±800KV直流特高压示范工程和向家坝-上海±800KV直流特高压示范工程。前两个工程已经完成了设备招标，大部分的设备由国内相关领域的龙头企业生产，目前的上市公司许继电气、平高电气、天威保变和特变电工都在其中分到一杯羹。第三条特高压线的设备招标已经开始，预计下半年会有结果，另外在整个“十一五”期间的南方电网的另一条特高压线云南昭通-广西桂林-广东惠东1000KV特高压输变电线的获批应该也不会太远。
特高压在“十一五”期间的四条试验工程的设备订单占上市公司的收入比例不大，但是他们在参与特高压项目中，不但能提高整体技术、装备和工艺水平，而且锻炼了队伍，提升了行业知名度，为“十一五”以后特高压大规模建设展开后获取订单，为企业进军国外，成长为国际级电力装备制造企业打下了很好的基础。
参与特高压工程建设的企业估值都不低，但是在特高压输电工程建设期间，相关消息成为社会瞩目的焦点，给参与特高压建设的企业带来交易性机会。
银河证券沈文春
投资要点：
各子行业继续分化，输变电设备子行业持续快速增长：从06年和07年上半年数据来看，在电源设备方面，火电设备需求继续萎缩，可再生能源如风电、水电设备需求旺盛；受电网投资拉动，输变电设备收入和利润继续快速增长，呈现良好势头；随经济快速增长，电机需求稳步增长；电线电缆行业集中度不高，竞争激烈，行业利润率依然不高。
行业继续面临成本压力：由于有色金属等材料价格维持高位，电力设备特别是竞争激烈的低电压等级的输变电设备、电机和电缆等盈利能力将受很大影响，如果不能把来自材料的成本压力转嫁到下游，全年仍将面临增收不增利的尴尬局面。
国家节能降耗政策对行业的影响凸显：国家节能降耗政策正推动行业技术发展和产品结构调整，在发电领域，新能源、高参数大容量和洁净煤等发电技术成为市场热点；在用电和输配电领域，变频技术、超高压特高压传输技术日益普及，新材料如非晶合金日益应用于电机和变压器制造，带来相关产品结构的调整。
07年下半年电力设备行业喜忧参半：一方面主要产品需求依然旺盛，另一方面行业整体面临的成本压力不减，在一些中低端产品领域竞争依然激烈，在出口受阻的情况下将更加恶化。由于国家推行节能降耗政策，给符合国家相关政策的企业带来良好发展机遇，而产品不对路的企业则面临生存压力，也促使行业进一步整合。..行业整体估值偏高：电力设备2006年加权平均市盈率为57倍，按2007年预测市盈率为40倍，与机械行业估值水平(06年65倍，07年42倍)接近，但高于A股市场平均估值水平(06年46倍，07年33倍)，电力设备目前估值一定程度上反映了对行业特别是对输变电设备子行业快速增长的乐观预期。
建议长期持有输变电一二次设备子行业龙头公司，如许继电气( 18.33,1.67,10.02%)、国电南瑞、平高电气( 26.90,0.15,0.56%)和特变电工( 24.57,2.23,9.98%)等；关注国家节能降耗政策受益的企业，如泰豪科技( 22.31,0.76,3.53%)、置信电气( 33.28,0.88,2.72%)等；在风电设备和特高压设备领域将存在较多交易性机会，关注华仪电气( 43.52,-0.40,-0.91%)、湘电股份( 34.44,0.14,0.41%)和许继电气等。
一、2007年上半年电力设备行业状况
1.2007年上半年主要电力设备状况
电源设备经过03年到06年的大规模火力发电建设，我国的火力发电无论能力还是装机技术水平均有大幅提升，未来火电每年新增装机将由05、06年的每年1亿千瓦左右降至约5000千瓦。由于我国发电设备此轮景气顶点已过，普遍发电设备企业新增订单减少，随着订单的消耗，发电设备企业的收入增速继续减缓，这一现象在06年下半年就已经出现，从07年上半年数据来看，主要火电设备的收入和利润增速继续下滑。
我国火力发电设备制造业经过前些年对国外先进技术的引进、消化吸收和自主创新，与国外差距不断缩小，目前不但能够满足国内的相关火电站建设的需求，而且逐渐走出国门，在东南亚、印度及中东等地区找到自己的市场。由于出口的规模还不足以弥补国内的市场下降，我国的火力发电设备景气下降仍不可避免。
在火力发电设备制造景气回落的同时，随着国家对可再生能源和清洁能源的扶持，相关的发电设备如风力发电机组、核电机组和水电机组需求旺盛，增长很快。
输配电及控制设备
受电网投资增加的带动，变压器、开关和电力电子元器件等产品继续高速增长，收入和利润同步增长，显示良好的发展势头，而电容器增长速度一般。07年上半年年，由于有色金属、硅钢片和石油价格等原材料维持高位，作为下游行业，变压器、开关等承受了巨大的成本压力，普遍毛利率仍然较低。
从行业结构来看，高压、超高压和特高压产品由于在电网投资中受益最大，并且行业技术、资金门槛较高，相对竞争不是特别激烈，因此订单、收入和利润增长都比较乐观，而中低压产品由于门槛不高，竞争激烈，行业内的公司盈利前景并不乐观。
电机制造
随着经济快速增长，电力供给的根本改善，我国电机需求稳步增长，虽然行业受到材料成本上涨、劳动力成本增加和行业竞争激烈、价格下降的双重挤压，我国的电机制造业还是实现了利润和收入的同步增长。
2.行业继续面临成本压力
电力设备，特别是低电压等级的输变电设备，材料占成本的比例比较大，2006年以来有色金属等材料价格大幅上涨并维持高位，给电力设备行业带来很大压力。2007年上半年，这种状况仍未改观，预计电力设备特别是低电压等级的输变电设备盈利能力将受很大影响，如果不能把来自材料的成本压力转嫁到下游，全年仍将面临增收不增利的尴尬局面
3.国家节能降耗政策对行业的影响凸显在发电设备领域，国家节能降耗政策推动行业技术发展和产品结构调整。最突出的方面就是我国鼓励使用大容量高参数火力发电技术、大功率核电技术、洁净煤发电技术、节水发电技术以及可再生能源发电技术，带动了相关产品的需求，促使国内企业对这些技术的研究和掌握，使发电设备产品结构调整步入良性发展轨道。
在用电领域，得益于节能降耗政策，促使了变频技术和新材料在电动机领域的使用，要求使用无功补偿装置提高功率系数等，使一批技术实力强的企业脱颖而出。
在输配电领域，为了减少传输中的损耗，要求建设更高电压等级的传输线路，使用能耗少的非晶合金材料的变压器，使相关企业受益。
二、展望2007年下半年，电力设备行业喜忧参半
1.受经济增长和电网投资驱动，主要产品需求仍然旺盛在电网投资快速增长带动下下，输配电设备如开关、变压器、电线电缆和输配电二次设备将继续快速增长，预计2007全年，输变电设备行业整体增速可以达到25%左右。
受固定资产投资快速增加拉动，对电动机等设备的需求会增长较快。
发电设备由于景气顶点已过，估计下半年由减速增长变为负增长，收入减少，利润下滑。
2.成本压力不减由于全球经济仍然向好，对有色金属等原材料需求旺盛，预计有色金属价格仍然会维持高位，这样电力设备成本压力依然较大。同时，电力设备行业很多领域，如微电机制造，劳动力密集，劳动力成本上升也给行业带来压力。
3.行业内竞争依然激烈由于我国主要的电力设备特别是中低压领域生产能力依然过剩，主要产品竞争激烈，在出口又受到国际市场相关国家的种种限制，成本上升，价格下降，盈利能力进一步减弱。
国家对机电产品出口退税政策的调整将更加加剧行业内的竞争。
4.节能降耗政策促使行业洗牌由于节能降耗政策的推行，给符合国家相关政策的企业带来良好发展机遇，而产品不对路的企业则面临生存压力，也促使行业进一步整合。
三、电力设备投资策略
1.行业整体估值偏高电力设备
2006年加权平均市盈率为57倍，按2007年预测市盈率为40倍，与机械行业估值水平(06年65倍，07年42倍)接近，但高于A股市场平均估值水平(06年46倍，07年33倍)，电力设备目前估值一定程度上反映了对行业特别是对输变电设备子行业快速增长的乐观预期。
2.建议长期持有输变电一次、二次设备子行业龙头公司
根据我国电力工业的“十一五”规划，“十一五”期间我国电力建设的重点将是“电源结构调整和电网建设”。根据规划，两家电网公司在十一五期间投资总额在12000亿元，平均每年2400亿元，比2005年电网投资额增长70%。
在国家电力投资重点转向电网建设的背景下，电站设备行业面临需求萎缩，景气回落，业绩下滑将不可避免，建议尽量回避；输变电设备行业由于投资持续增加，未来业绩的增长有保证，特别是在竞争不那么激烈的高压超高压领域，受益于需求旺盛和国家扶持民族工业的产业政策，行业龙头公司面临良好的发展机遇，建议长期持有；在工业用电气设备领域，建议关注公司治理良好，具有行业整合能力的行业龙头公司。
个股方面关注技术实力强、行业地位突出的输变电一次设备企业如平高电气(600312)、天威保变( 81.80,6.32,8.37%)(600550)和特变电工(600089)等，输变电二次设备企业如许继电气(000400)、国电南瑞(600406)和国电南自( 20.80,0.33,1.61%)(600268)等；公司治理良好，具有行业整合能力的工业用电气设备企业如卧龙电气( 14.31,0.77,5.69%)(600580)、泰豪科技(600590)和湘电股份(600416)等。
3.关注因国家节能降耗政策受益的公司受国家节能降耗政策的影响，发电、用电和配电领域的用户更加关注电机、变压器等设备的节能性能，这样市场就向生产相应产品和研发实力比较强的企业集中，相关企业可以关注泰豪科技、置信电气、湘电股份和国电南自等。
4.风电设备和特高压设备领域存在较多交易性机会我国风电进入加速发展期，风电装机快速增长，各风电设备制造企业手中握有大量订单，上市公司中也有不少涉及风机制造行业，如华仪电气、湘电股份、银星能源和天威保变等。我国风机制造业刚刚起步，市场处于开拓期，多采用引进技术，关键核心技术为国外公司掌握。目前进入风机制造的上市公司都没有掌握核心技术，产品能否为市场最终接受尚需时间检验，未来前景尚不明朗，投资这些企业风险较大。
但是，我们预计下半年国内风机制造的龙头企业金风科技将登陆A股市场，届时市场对风电概念的追逐将给风电设备上市公司带来较多的交易性机会，风机制造领域可以重点关注华仪电气、湘电股份和银星能源。
自2006年下半年以来，我国陆续批准了三条特高压输变电线路建设：晋东南-南阳-荆门1000KV特高压交流示范工程、云南-广东±800KV直流特高压示范工程和向家坝-上海±800KV直流特高压示范工程。前两个工程已经完成了设备招标，大部分的设备由国内相关领域的龙头企业生产，目前的上市公司许继电气、平高电气、天威保变和特变电工都在其中分到一杯羹。第三条特高压线的设备招标已经开始，预计下半年会有结果，另外在整个“十一五”期间的南方电网的另一条特高压线云南昭通-广西桂林-广东惠东1000KV特高压输变电线的获批应该也不会太远。
特高压在“十一五”期间的四条试验工程的设备订单占上市公司的收入比例不大，但是他们在参与特高压项目中，不但能提高整体技术、装备和工艺水平，而且锻炼了队伍，提升了行业知名度，为“十一五”以后特高压大规模建设展开后获取订单，为企业进军国外，成长为国际级电力装备制造企业打下了很好的基础。
参与特高压工程建设的企业估值都不低，但是在特高压输电工程建设期间，相关消息成为社会瞩目的焦点，给参与特高压建设的企业带来交易性机会。
等到了一個
昨天晚上還在考慮是否能在剩下十天內完成升幅目標，想不到今天早上就實現了。9333現在達到了2.03，20天內，實現了195%的增幅。
中石油的兩大利好：A股回歸和龍崗氣井實際儲量公佈，實現了一個。剩下一個，希望也快點公佈吧，最好是在七一之前。這樣就可以走了。
現在唯一擔心的就是內地可能公佈的資源稅改革方案，這是重大利空，尤其是對輪來說。資源稅改革要公佈的話，應該是在七月一日以後，這也是我對七一以後的行期不看好之一。
如果要發A股，不公佈龍崗氣井實際儲量是不行的；但如果要開發龍崗氣井，很可能就要有配套的資源稅改革方案，否則四川省不會同意。其中的時間差，要好好把握一下。
不管怎樣，總是好事，提前實現目標，能夠使我解放出更多資金，轉往抽中國高能傳動。
中石油的兩大利好：A股回歸和龍崗氣井實際儲量公佈，實現了一個。剩下一個，希望也快點公佈吧，最好是在七一之前。這樣就可以走了。
現在唯一擔心的就是內地可能公佈的資源稅改革方案，這是重大利空，尤其是對輪來說。資源稅改革要公佈的話，應該是在七月一日以後，這也是我對七一以後的行期不看好之一。
如果要發A股，不公佈龍崗氣井實際儲量是不行的；但如果要開發龍崗氣井，很可能就要有配套的資源稅改革方案，否則四川省不會同意。其中的時間差，要好好把握一下。
不管怎樣，總是好事，提前實現目標，能夠使我解放出更多資金，轉往抽中國高能傳動。
Tuesday, June 19, 2007
下一个战场在那里？
6月1日开始的中石油战役，预计战役时间维持在7月1日前。
已经差不多了，剩下不到十个交易日。已经坚持了三分之二的交易日，升幅目标也刚好完成三分之二，6月1日以0.68买入的9333，现在1.4，距离原定的2元目标还剩下三分之一的任务。希望能在余下的交易日内完成。
下一个战场在那里？
这几天一直在想这个问题。
今天在图书馆看了一天的上海证券报和二十一世纪经济导报，还是毫无头绪。
但还是打好余下的战斗再说吧，不要功亏一篑。
已经差不多了，剩下不到十个交易日。已经坚持了三分之二的交易日，升幅目标也刚好完成三分之二，6月1日以0.68买入的9333，现在1.4，距离原定的2元目标还剩下三分之一的任务。希望能在余下的交易日内完成。
下一个战场在那里？
这几天一直在想这个问题。
今天在图书馆看了一天的上海证券报和二十一世纪经济导报，还是毫无头绪。
但还是打好余下的战斗再说吧，不要功亏一篑。
Monday, June 18, 2007
再生能源：风能相关公司值得重点关注
http://www.sina.com.cn 2007年06月18日 10:23 中金公司
中金公司吴丰树
要点：
随着《可再生能源发展中长期规划》的出台，可再生能源再次成为市场关注的热点之一。按照国家的规划，我们认为可再生能源的长期发展前景看好，其中风能最值得重点关注。我们搜集整理了相关上市公司一些的基本情况，供投资者参考，建议投资者可重点关注鑫茂科技( 19.30,-0.28,-1.43%)、天奇股份( 20.68,1.88,10.00%)、中材科技( 29.11,1.12,4.00%)、华仪电气( 45.30,1.23,2.79%)、湘电股份( 35.00,0.70,2.04%)、轻工机械( 24.33,1.18,5.10%)、银星能源、金山股份( 24.60,0.25,1.03%)等风能相关上市公司。
内容：
“十一五”期间，中国可再生能源有望进入加速发展阶段
可再生能源是指风能、
太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。近日来，随着《可再生能源发展中长期规划》的出台，它再次成为市场关注的热点之一。按照国家中长期规划，中国可再生能源占一次性能源消费的比重将由2005年的7%提高到2010年的10%和2020年的16%。除水电外，其它可再生能源发电在未来5年和15年内的年均复合增长速度将分别达到29%和22%。在推动可再生能源的发展上，中国政府采取了政策法规规范、财政补贴支持和发展规划引导等一系列手段。例如，在政策法规上，2006年至今，中国制定通过了《可再生能源法》及《可再生能源发展中长期规划》、《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理实行办法》、《可再生能源产业指导目录》、《可再生能源发展专项资金管理办法》等5方面的配套法规/规范。我们判断，“十一五”期间，在政府的支持下，可再生能源在中国将进入一个快速发展阶段。
风能在未来几年最值得关注：成本较低，已经进入商业化阶段，发展正在加速
各种可再生能源都有优缺点。长期来看，都有比较大的发展空间，互相之间可以形成良性互补关系。不过，未来几年，我们认为最值得关注的仍然是风能。按照国家可再生能源的中长期规划，到2020年，国内风电总装机容量可达3000万千瓦，年均增长速度23.5%，空间很大。不过，我们看好风能的发展最主要的原因还是它的成本具有比较优势，且最具备大规模商业化运营的条件。目前，风电技术已经比较成熟，世界主要风电场2005年每度风电的成本大约为4美分，可以和核电、煤和燃气在对等的条件下竞争，而且还有下降的空间；就风能的产业化运营而言，在政府的支持下，目前国内发展风电的积极性很高(从上市公司来看，目前有13家参与到风能的发展当中，数量相当于大半年前的1倍，由此可见一斑)。此外，中国风能富集区域经济普遍较为落后，风能产业的发展也有利于缩小地区之间的贫富差距，符合国家关于建设新农村的大主题。
风机零部件制造、风机制造及风电场的运营都值得关注
对风能产业链进行了初步分析，我们认为风机零部件制造、风机制造及风电场的运营三大环节都有机会。我们将所有涉及的上市公司进行了汇总并在附件一中进行了简单介绍，供投资者决策参考。具体而言：
在风机零部件环节：国内的风机目前仍以低单机容量风机为主，相关零部件制造技术的突破相对比较容易；而且国家有比较好的政策导向，要求风电设备国产化率要达到70%以上，不满足要求的风电场不允许建设；加上国内机械制造业有一定的成本优势，我们判断这会使得风机零部件的国产化率在未来几年迅速提升。
在各项零部件中，叶片及齿轮箱作为风机的核心部件，具有相对高的技术壁垒，占风机造价的最大比重，拥有相关技术工艺的上市公司(如鑫茂科技、天奇股份、中材科技)值得关注。
在风机整机组装领域：风机整机组装产业在全世界范围已经完成初步整合，2005年全球前10大风机商已占据了全球95%整机市场份额，在中国，国外风机商也占据77.3%的份额。对国内风机商而言，高单机容量风机技术瓶颈明显，而低单机容量风机组装领域则在过去2年内因众多国内厂商的介入而使得竞争迅速加剧。不过，这并不意味着国内厂商完全没有机会。由于制造成本的优势以及国家政策的支持，国内出现1~3家具有
竞争力的风机厂商还是非常可能的，例如目前国内厂家最具竞争优势的金风科技(未上市)，占有国内市场18%的份额。上市公司中，目前有积极动作的是华仪电气和湘电股份。
在风电场运营领域：过去的几年风电场运营最为艰难，大多数风电场处于微利或亏损的状态，税收及财政补贴政策支持不持续、风电上网配套落后及风电场开发无序是过去数年最为突出的三个问题。展望未来，风电场运营前景依然值得期待：1，政策层面上，随着国家完善风电相关政策的加速，上述问题的解决指日可待；2，风电场目前成本的30%以上为风机成本，而风机单位千瓦的造价则将由于技术进步及风机整机的供求格局而呈下降趋势，世界风能协会预计全球范围内，风机单位千瓦的成本将由目前的950美元下降至2010年的650美元，2020年将进一步下降至500美元。上市公司中，轻工机械、银星能源和金山股份均值得关注。
投资建议：
由于可再生能源良好的长期发展前景，在过去的数年内，国内众多上市公司纷纷介入这一新兴领域，相关上市公司数量增加明显。按照可再生能源类别，我们对这些公司进行了大致整理，基本分为太阳能概念、风能概念、甲、乙醇汽油概念以及氢能、核能概念等相关几大类别，并在附件中重点介绍了风能概念的相关公司。此外，根据万德资讯提供的资料，我们还列出了的部分可再生能源概念相关上市公司未来2年的盈利预测及当前估值情况，供投资者参考。
需要指出的是，虽然相关上市公司股价表现都比较好，但大多数相关公司都还处在可再生能源投资建设的开始阶段，可再生能源还不能给他们带来实质性的收入和利润的贡献，对此投资者需要注意。当然，这并不是说没有投资机会，我们发现一些公司现在的盈利基数还比较低，一旦可再生能源项目成功，那么未来公司盈利出现大幅度的增长的可能性还是存在的。我们建议投资者可重点关注鑫茂科技、天奇股份、中材科技、华仪电气、湘电股份、轻工机械、银星能源、金山股份等风电相关的上市公司。
中金公司吴丰树
要点：
随着《可再生能源发展中长期规划》的出台，可再生能源再次成为市场关注的热点之一。按照国家的规划，我们认为可再生能源的长期发展前景看好，其中风能最值得重点关注。我们搜集整理了相关上市公司一些的基本情况，供投资者参考，建议投资者可重点关注鑫茂科技( 19.30,-0.28,-1.43%)、天奇股份( 20.68,1.88,10.00%)、中材科技( 29.11,1.12,4.00%)、华仪电气( 45.30,1.23,2.79%)、湘电股份( 35.00,0.70,2.04%)、轻工机械( 24.33,1.18,5.10%)、银星能源、金山股份( 24.60,0.25,1.03%)等风能相关上市公司。
内容：
“十一五”期间，中国可再生能源有望进入加速发展阶段
可再生能源是指风能、
太阳能、水能、生物质能、地热能、海洋能等非化石能源。近日来，随着《可再生能源发展中长期规划》的出台，它再次成为市场关注的热点之一。按照国家中长期规划，中国可再生能源占一次性能源消费的比重将由2005年的7%提高到2010年的10%和2020年的16%。除水电外，其它可再生能源发电在未来5年和15年内的年均复合增长速度将分别达到29%和22%。在推动可再生能源的发展上，中国政府采取了政策法规规范、财政补贴支持和发展规划引导等一系列手段。例如，在政策法规上，2006年至今，中国制定通过了《可再生能源法》及《可再生能源发展中长期规划》、《可再生能源发电有关管理规定》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理实行办法》、《可再生能源产业指导目录》、《可再生能源发展专项资金管理办法》等5方面的配套法规/规范。我们判断，“十一五”期间，在政府的支持下，可再生能源在中国将进入一个快速发展阶段。
风能在未来几年最值得关注：成本较低，已经进入商业化阶段，发展正在加速
各种可再生能源都有优缺点。长期来看，都有比较大的发展空间，互相之间可以形成良性互补关系。不过，未来几年，我们认为最值得关注的仍然是风能。按照国家可再生能源的中长期规划，到2020年，国内风电总装机容量可达3000万千瓦，年均增长速度23.5%，空间很大。不过，我们看好风能的发展最主要的原因还是它的成本具有比较优势，且最具备大规模商业化运营的条件。目前，风电技术已经比较成熟，世界主要风电场2005年每度风电的成本大约为4美分，可以和核电、煤和燃气在对等的条件下竞争，而且还有下降的空间；就风能的产业化运营而言，在政府的支持下，目前国内发展风电的积极性很高(从上市公司来看，目前有13家参与到风能的发展当中，数量相当于大半年前的1倍，由此可见一斑)。此外，中国风能富集区域经济普遍较为落后，风能产业的发展也有利于缩小地区之间的贫富差距，符合国家关于建设新农村的大主题。
风机零部件制造、风机制造及风电场的运营都值得关注
对风能产业链进行了初步分析，我们认为风机零部件制造、风机制造及风电场的运营三大环节都有机会。我们将所有涉及的上市公司进行了汇总并在附件一中进行了简单介绍，供投资者决策参考。具体而言：
在风机零部件环节：国内的风机目前仍以低单机容量风机为主，相关零部件制造技术的突破相对比较容易；而且国家有比较好的政策导向，要求风电设备国产化率要达到70%以上，不满足要求的风电场不允许建设；加上国内机械制造业有一定的成本优势，我们判断这会使得风机零部件的国产化率在未来几年迅速提升。
在各项零部件中，叶片及齿轮箱作为风机的核心部件，具有相对高的技术壁垒，占风机造价的最大比重，拥有相关技术工艺的上市公司(如鑫茂科技、天奇股份、中材科技)值得关注。
在风机整机组装领域：风机整机组装产业在全世界范围已经完成初步整合，2005年全球前10大风机商已占据了全球95%整机市场份额，在中国，国外风机商也占据77.3%的份额。对国内风机商而言，高单机容量风机技术瓶颈明显，而低单机容量风机组装领域则在过去2年内因众多国内厂商的介入而使得竞争迅速加剧。不过，这并不意味着国内厂商完全没有机会。由于制造成本的优势以及国家政策的支持，国内出现1~3家具有
竞争力的风机厂商还是非常可能的，例如目前国内厂家最具竞争优势的金风科技(未上市)，占有国内市场18%的份额。上市公司中，目前有积极动作的是华仪电气和湘电股份。
在风电场运营领域：过去的几年风电场运营最为艰难，大多数风电场处于微利或亏损的状态，税收及财政补贴政策支持不持续、风电上网配套落后及风电场开发无序是过去数年最为突出的三个问题。展望未来，风电场运营前景依然值得期待：1，政策层面上，随着国家完善风电相关政策的加速，上述问题的解决指日可待；2，风电场目前成本的30%以上为风机成本，而风机单位千瓦的造价则将由于技术进步及风机整机的供求格局而呈下降趋势，世界风能协会预计全球范围内，风机单位千瓦的成本将由目前的950美元下降至2010年的650美元，2020年将进一步下降至500美元。上市公司中，轻工机械、银星能源和金山股份均值得关注。
投资建议：
由于可再生能源良好的长期发展前景，在过去的数年内，国内众多上市公司纷纷介入这一新兴领域，相关上市公司数量增加明显。按照可再生能源类别，我们对这些公司进行了大致整理，基本分为太阳能概念、风能概念、甲、乙醇汽油概念以及氢能、核能概念等相关几大类别，并在附件中重点介绍了风能概念的相关公司。此外，根据万德资讯提供的资料，我们还列出了的部分可再生能源概念相关上市公司未来2年的盈利预测及当前估值情况，供投资者参考。
需要指出的是，虽然相关上市公司股价表现都比较好，但大多数相关公司都还处在可再生能源投资建设的开始阶段，可再生能源还不能给他们带来实质性的收入和利润的贡献，对此投资者需要注意。当然，这并不是说没有投资机会，我们发现一些公司现在的盈利基数还比较低，一旦可再生能源项目成功，那么未来公司盈利出现大幅度的增长的可能性还是存在的。我们建议投资者可重点关注鑫茂科技、天奇股份、中材科技、华仪电气、湘电股份、轻工机械、银星能源、金山股份等风电相关的上市公司。
Saturday, June 16, 2007
2007年中国风力发电行业分析及投资咨询报告（上中下卷）
2007年中国风力发电行业分析及投资咨询报告
【关 键 词】
风力发电设备 风力发电原理 中国风电 风电设备 行业分析 投资咨询报告
【出品单位】
中国投资咨询网
【出版日期】
2007 年1月
【交付方式】
特快专递
【报告页码】
445页
【报告字数】
35.2万字
【图表数量】
229个
【价 格】
印刷版：RMB 6600 电子版：RMB 7100 印刷版+电子版：RMB 7600
【定购电话】
0755-82076800 82075758 82075958
内容简介：
风能作为一种清洁的可再生能源，越来越受到世界各国的重视。其蕴量巨大，全球的风能约为2.74109MW，其中可利用的风能为2107MW，比地球上可开发利用的水能总量还要大10倍。中国风能储量很大、分布面广，仅陆地上的风能储量约2.53亿千瓦。随着全球经济的发展，风能市场也迅速发展起来。近5年来，世界风能市场每年都以40%的速度增长。预计未来20-25年内，世界风能市场每年将递增25%。现在，风能发电成本已经下降到1980年的1/5。随着技术进步和环保事业的发展，风能发电在商业上将完全可以与燃煤发电竞争。
“十五”期间，中国的并网风电得到迅速发展。全国风电装机总容量达到126万千瓦，位居世界第10位，亚洲第三位，成为继欧洲、美国和印度之后发展风力发电的主要市场之一。2005年，中国发电设备容量规模取得历史性突破，发电生产结构也进一步优化，其中风电投产发电设备容量超过了100万千瓦。截至2005年年底，全国发电设备容量为51718.48万千瓦，同比增长16.91%。其中，水电约占总容量22.7%，火电约占总量75.67%，核电占总量1.32%，风电总量0.2%，可见风电设备装机容量所占比例还相当低。
2006年9月份，电力供应业延续了2006年上半年的较快发展势头。2006年1-9月，电力供应业共完成工业总产值8293亿元，比2005年同期增长20%，增速较2005年同期回落6个百分点，较2006年前8个月上升1个百分点，仍处于较高水平。
2006年1-9月中国风力发电机组进口总数为481台/千瓦，用汇175，709，596.00美元，其中向意大利进口为167台/千瓦，用汇87，165，232.00美元；2006年1-9月中国风力发电机组出口数量为3507台/千瓦，创汇2，483，859.00美元，其中四川、天津、黑龙江的出口量居前三位。
中国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国内的风电设备主要依靠进口，对外依赖性强，虽然风电成本已下降很多，但相比火电成本的优势在短期内并不会明显突出，风电行业的发展还有很多的阻碍因素。正是风电行业投资的高风险，必然为风电行业发展带来高收益，不论是风电产业的经济效益、对社会的效益，还是中国目前奉行的可持续发展和节约战略，这些都为发电行业提供了很大的发展空间。现在，风能发电成本已经下降到1980年的1/5。随着技术进步和环保事业的发展，风能发电在商业上将完全可以与燃能发电竞争。
本报告共十三章。首先介绍了风力发电行业的相关概述和国内电力行业的发展情况，接着分析了国际国内风力发电行业及市场的发展概况，并对风电设备的生产制造情况做了细致分析，然后具体分析了中国主要地区风力发电的发展情况，并介绍了重点风力发电场的运营状况。随后对风力发电业进行了成本定价分析、特许权项目分析、投资分析及未来发展趋势分析，最后分析了在中国发展风力发电的政策环境。您若想对风力发电市场有个系统的了解或者想投资风力发电行业，本报告是您不可或缺的重要工具。
报告目录
第一章 风能资源的概述
1.1 风能简介
1.1.1 风的形成
1.1.2 风能的定义
1.1.3 风能的特点
1.1.4 风能密度
1.1.5 风的变化
1.1.6 风能利用的历史
1.2 不同的风能利用方式分析
1.2.1 风能利用的主要方式
1.2.2 并网风力发电所带来的效益分析
1.2.3 近海风力发电的市场性分析
1.2.4 世界离岸式风力发电现状
1.3 世界风能利用
1.3.1 风力发电的资源与成本
1.3.2 国际风能的发展概况
1.3.3 世界风能发电发展总体回顾
1.3.4 2004年全球风能产量的发展
1.3.5 风能在各国的应用水平
1.4 中国的风能资源与利用
1.4.1 中国风能资源的形成以及分布情况
1.4.2 国内风能利用的现况
1.4.3 中国风能资源储量与有效地区
1.4.4 中国风能资源居世界之首
1.4.5 国内政府将加大风能的建设
第二章 电力行业的发展
2.1 电力行业的总体发展概况
2.1.1 中国电力工业的历程回顾
2.1.2 中国电力行业的总体发展情况
2.1.3 中国电力消费与经济增长的均衡关系浅析
2.1.4 国内电力工业的能效问题浅析
2.1.5 电力工业煤炭消费量的计量经济模型研究
2.2 中国2005-2006年电力工业的发展
2.2.1 2005年国内电力工业的供需分析
2.2.2 2006年8月中国电力行业运行情况
2.2.3 2006年9月电力供应业的工业总产值综述
2.2.4 2006年9月电力供应业收入与利润分析
2.2.5 2006年10月中国电力行业综述
2.3 电力行业发展存在的问题及对策
2.3.1 中国电力环保发展面临的挑战
2.3.2 国内电力工业发展存在的四个难题
2.3.3 电力工业发展亟需解决的八个问题
2.3.4 国内应大力发展风电以弥补电力供应不足
2.3.5 电力行业要科学规划协调发展
2.3.6 破解电力行业困境的途径
2.4 电力行业的发展趋势
2.4.1 清洁环保高效低耗成电力行业发展方向
2.4.2 “十一五”时期电力工业要优化结构和布局
2.4.3 2007年电力紧张形势明显趋缓达到供需平衡
2.4.4 2020年中国电力发展前景展望
第三章 国际风力发电的概况
3.1 全球风力发展的总体分析
3.1.1 世界风电的发展总体回顾
3.1.2 2004年全球风力发电发展状况
3.1.3 2005年全球风力发电的发展
3.1.4 国际主要国家风力发电发展的概况
3.1.5 国际风力发电产业的发展明显增速
3.2 美国
3.2.1 2005年美国风力发电的发展概况
3.2.2 美国大力发展风力发电可减弱对天然气需求
3.2.3 美国积极推进风力发电的技术
3.2.4 美国风力发电的法规以及政策的综述
3.2.5 美国开发风电存在的环保难题
3.3 丹麦
3.3.1 丹麦风力发电的发展历程
3.3.2 丹麦风力发电产业的发展回顾
3.3.3 丹麦风力发电发展的成功经验概述
3.3.4 丹麦风力发电的政策法规概况
3.4 德国
3.4.1 德国风力发电业的总体回顾
3.4.2 德国风力发电能源与核能源间的矛盾
3.4.3 德国风力发电领先国际的秘诀
3.5 印度
3.5.1 印度风力发电产业的概况
3.5.2 印度正在发展的风电超级大国
3.5.3 印度力争成为亚洲风电的第一市场
3.5.4 印度风力发电亚洲领先缘于政策的激励
3.6 西班牙
3.6.1 西班牙风力发电的成长过程
3.6.2 西班牙风力发电行业的迅猛发展
3.6.3 西班牙风力发电发展的繁荣概况
3.6.4 西班牙发展风力发电解决能源问题
3.7 其他国家
3.7.1 意大利风力发电量发展的增长概况
3.7.2 加拿大主要风力发电的政策综述
3.7.3 英国的风力发电产业将获得大发展
3.7.4 日本风力发电的总体概况
第四章 中国风力发电产业的发展
4.1 风力发电的生命周期浅析
4.1.1 生命周期
4.1.2 风力发电机组组成
4.1.3 各阶段环境影响分析
4.1.4 综合分析与比较
4.2 中国风电产业的发展综述
4.2.1 风电产业的历年概况
4.2.2 中国风电发展的阶段
4.2.3 中国风力发电发展的现况
4.2.4 国内风电发电能力位于亚洲第三位
4.2.5 风电掀起中国再生能源建设高潮
4.2.6 中国着手建设完备的风力发电工业体系
4.3 2004-2006年中国风力发电的发展
4.3.1 2004年中国风能产业回顾
4.3.2 2005年中国风力发电行业发展概况
4.3.3 2005年小型风力发电行业发展综述
4.3.4 2006年风力发电特许权项目的开始招标
4.4 中国风力发电产业发展面临的问题
4.4.1 风电产业繁荣发展下存在的隐忧
4.4.2 风力发电的产业化发展的困境
4.4.3 国内风电发展面临的困难
4.4.4 阻碍风电产业发展的四道槛
4.4.5 风电产业的发展瓶颈亟需打破
4.5 中国风力发电产业的发展策略
4.5.1 技术是推动风力发电发展的动力
4.5.2 国内风电发展的措施
4.5.3 风力发电借政策东风谋求发展壮大
第五章 中国风力发电市场
5.1 中国风力发电市场的发展
5.1.1 风电市场总体分析
5.1.2 国内风电市场份额被国外企业瓜分
5.1.3 中国风电市场将迎来新局面
5.1.4 国内风电市场发展常态机制的构成
5.2 风力发电市场的竞争格局
5.2.1 风电市场发展机会与竞争并存
5.2.2 风电与核电具有竞争优势
5.2.3 风电与煤电间竞争成为重要能源
5.2.4 风电产业市场竞争力的分析
5.3 风力发电市场发展的问题及对策
5.3.1 未来3600亿风电市场蕴藏着巨大硬伤
5.3.2 风电市场的发展需加大电网建设的投入
5.3.3 培育风电市场需呼吁推行优惠政策
5.3.4 央企携地方国企拓展风电市场
5.4 风力发电市场的发展前景
5.4.1 中国将成为全球风电市场领衔之一
5.4.2 国内风电市场发展前景一路看好
5.4.3 中国风力发电市场发展潜力巨大
5.4.4 中国风电市场前景广阔诱人
第六章 风电设备的发展
6.1 国际风电设备发展概况
6.1.1 世界风力发电设备以40%速度迅猛增长
6.1.2 欧洲风能设备市场竞争逐渐激烈
6.1.3 英美两国风电设备的概况
6.2 中国风电设备产业的发展
6.2.1 中国风力发电设备存在的种类
6.2.2 风电设备的发展动态分析
6.2.3 国内风电投产发电设备容量越过100万千瓦
6.2.4 风电设备制造业的发展形势向好
6.2.5 离网型风力发电机组产业的发展概况
6.3 2004-2006年中国风力发电机组进出口数据分析
6.3.1 2004年1-12月中国风力发电机组进出口数据分析
6.3.2 2005年1-12月中国风力发电机组进出口数据分析
6.3.3 2006年1-9月中国风力发电机组进出口数据分析
6.4 风电设备及相关技术
6.4.1 风力发电设备优化选型与电价间的关系简析
6.4.2 双叶轮并网风力发电机优点的概述
6.4.3 风力发电机应用中的配置选择
6.4.4 风电机组并网与脱网的切换程序
6.4.5 专用与普通异步风电机的运行特点
6.4.6 选择风电机组应注意的主要因素
6.5 风电设备产业发展存在的问题及对策
6.5.1 中国风力发电设备产业化存在的难题
6.5.2 风电设备制造业应警惕泡沫的存在
6.5.3 发电设备国产化水平不高制约风电产业发展
6.5.4 国产风电设备突围的对策
第七章 中国主要地区风力发电的发展
7.1 内蒙古
7.1.1 内蒙古大型并网风力发电的发展潜力大
7.1.2 内蒙古靠风能资源带动风电产业的发展
7.1.3 内蒙古加快风电资源的开发速度
7.1.4 十一五期间将内蒙古大力发展为国家级风电基地
7.2 新疆
7.2.1 新疆风力发电的魅力无限
7.2.2 新疆风电产业发展加速欲建亚洲最大的风力发电场
7.2.3 新疆风力发电有广阔的发展前景
7.2.4 新疆三大风力发电公司欲合并重组
7.2.5 十一五时期新疆地区将达到全疆电网联网
7.3 辽宁
7.3.1 40亿风电项目在辽宁凌源落户
7.3.2 能源新政引发辽宁风电发展热潮
7.3.3 辽宁省阜新市开始形成风电发展百万千瓦规模规划
7.3.4 辽宁法库县制定出台风力发电优惠新政策
7.3.5 辽宁葫芦岛将建中国最大风力发电场
7.4 广东
7.4.1 广东发展风力发电是双赢选择
7.4.2 广东风力发电发展迅猛
7.4.3 电力改革使广东风电发展存在政策瓶颈
7.4.4 广东省大力发展风力发电以缓解能源紧张局面
7.4.5 2020年广东风电总装机容量将达到300万千瓦
7.5 河北
7.5.1 河北省风力发电开发增速
7.5.2 有利于河北省发展风力发电的时机
7.5.3 河北省风力发电资源开发的对策以及措施
第八章 中国主要的风力发电场
8.1 广东南澳
8.1.1 广东南澳风力发电步入商品性开发阶段
8.1.2 南澳华能风电场二期工程开始实质性建设
8.1.3 南澳风力发电开发推进县域经济的发展
8.2 达_城风电场
8.2.1 新疆达_城风力发电场介绍
8.2.2 达_城风电场成为发展洁净再生能源的样本
8.2.3 新疆达_城成为国内最大风力发电地区
8.2.4 达_城风电三厂一期工程已开工建设
8.3 辉腾锡勒风电场
8.3.1 辉腾锡勒风电场项目概况
8.3.2 内蒙古辉腾锡勒风电场成为中国单机容量最大的风力发电场
8.3.3 辉腾锡勒风电场发展造就全国大型风电基地
8.3.4 内蒙古辉腾锡勒风力发电场装机容量处于中国第二
第九章 风力发电的成本与定价
9.1 中国风力发电成本的概况
9.1.1 中国加快风电发展降低成本迫在眉睫
9.1.2 中国风电成本分摊问题亟需解决
9.1.3 降低风力发电成本的三条基本原则
9.1.4 中国风电投资成本的变化预测
9.2 中国风力发电电价的综述
9.2.1 风电上网电价细则欲出台
9.2.2 风电电价定价机制正在酝酿着变局
9.2.3 中国风电价格形成机制背后的隐患
9.2.4 中国风电价格落后市场需求
9.3 风电项目两种电价测算方法的分析比较
9.3.1 风电场参数设定
9.3.2 电价测算
9.3.3 结论
9.4 风力发电等实施溢出成本全网分摊的可行性研究
9.4.1 实施发电溢出成本全网分摊的影响因素和控制手段
9.4.2 风力发电的合理成本及走势
9.4.3 风力发电溢出成本全网分摊结果分析
9.4.4 可再生能源发电综合溢出成本全网分摊的可能性
9.4.5 效益分析
第十章 风力发电特许权项目分析
10.1 风电特许权方法的相关概述
10.1.1 国际上风电特许权经营的初步实践
10.1.2 政府特许权项目的一般概念
10.1.3 石油天然气勘探开发特许权的经验
10.1.4 BOT电厂项目的经验综述
10.1.5 风电特许权经营的特点
10.2 实施风电特许权方法的法制环境简析
10.2.1 与风电特许权相关的法律法规
10.2.2 与风电特许权相关的法规和政策要点
10.2.3 现有法规对风电特许权的支持度与有效性
10.3 中国风电特许权招标项目实施情况综述
10.3.1 风电特许权项目招标的基本背景
10.3.2 2003年风电特许权示范项目情况
10.3.3 2004年第二批特许权示范项目情况
10.3.4 2005年第三批特许权示范项目
10.3.5 2006年第四批特许权招标的基本原则
10.4 风电特许权经营实施的主要障碍以及对策
10.4.1 全额收购风电难保证
10.4.2 长期购电合同的问题
10.4.3 项目投融资方面的障碍
10.4.4 税收激励政策
10.4.5 使特许权项目有利于国产化的方式
10.4.6 风资源的准确性问题
第十一章 风力发电产业投资分析
11.1 投资机会
11.1.1 国际风力发电新增加的投资达到了140亿美元
11.1.2 中国风力发电的飞速发展
11.1.3 风力发电的基础薄弱市场广阔
11.1.4 到2030年风力发电欲为人类提供30%的电力
11.1.5 能源替代产品前景向好风电产业投资方兴未艾
11.1.6 风力发电产业投资回报率可观
11.2 中国风电场建设投资构成与分析
11.2.1 风电场建设单位千瓦投资
11.2.2 风电场建设投资构成
11.2.3 建议
11.2.4 结论
11.3 投资风险
11.3.1 风力发电发展潜藏的危机
11.3.2 风电初级阶段市场存在巨大风险
11.3.3 风力发电建设项目存在的信贷风险
11.3.4 风电投资需要注意的政策屏障
11.4 投资注意事项及前景
11.4.1 投资热潮引发风电设备进口快增长相关问题有待关注
11.4.2 风力发电投资瓶颈亟需破解
11.4.3 海洋风电以及潮汐电的发展潜力大
11.4.4 风力发电将迎来投资热潮
第十二章 风力发电的前景预测
12.1 国际风力发电的发展趋势
12.1.1 世界风电发展的前景
12.1.2 近年世界风力发电技术发展趋势
12.1.3 2014年国际风电市场发展预测
12.2 中国风力发电发展前景
12.2.1 中国风电发展前景展望
12.2.2 十一五时期以及2020年风力发电的发展规划
12.2.3 国内风电场建设的发展预测
12.2.4 风电将发展成为中国第三大发电能源
12.2.5 风力发电将使华东能源可持续发展
12.2.6 中国拟订扩大风电建设的规划
12.3 风电设备的发展前景
12.3.1 风电设备行业发展前景广阔
12.3.2 风电设备制造行业的乐观发展前景
12.3.3 风电设备轴承将迎来良好发展契机
12.3.4 风电设备将发展成为国内环氧树脂行业的大市场
第十三章 风力发电的政策环境分析
13.1 可再生能源发展的政策环境
13.1.1 政策支持成为推动可再生能源发展的基本动力
13.1.2 可再生能源扶植政策力度还可以加强
13.1.3 支持核电风电等新能源和可再生能源的发展
13.2 《可再生能源法》的作用与影响
13.2.1 促进可再生能源发展的根本动力
13.2.2 带来巨大的市场新机遇
13.2.3 保证未来国家能源安全
13.2.4 中国能源结构变革的序曲
13.2.5 为新能源产业发展插上了翅膀
13.3 风力发电的政策环境分析
13.3.1 政策促发风电产业化的生机
13.3.2 风力发电的发展需政府政策支持
13.3.3 政策关注为风电电力带来发展转机
附录：
附录一：《中华人民共和国可再生能源法》
附录二：《关于加快风力发电技术装备国产化的指导意见》
附录三：关于进一步促进风力发电发展的若干意见
附录四：《风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法》
附录五：《电力行业标准化管理办法》
图表目录：
图表1 地球风能运动方向图
图表2 白昼海防风
图表3 夜间陆海风
图表4 山谷风形成图
图表5 各种可再生能源密度表
图表6 日本石廊崎等地区的风况曲线图
图表7 不同高度处风速的变化图
图表8 大气层的构成图
图表9 不同地面上风速和高度的关系图
图表10 只是用a代替式中的指数n
图表11 阵风和平均风图速
图表12 风向的16个方位
图表13 风玫瑰示意图
图表14 风电普及和装机容量增加与相对容量储备值间的关系
图表15 荷兰所研究的风电带来的各种废气减排量
图表16 1995-2010年世界风电发展带来的费用节省比例
图表17 风电场离岸距离与相对于869欧元/千瓦发电成本的附加成本
图表18 离岸式风电成本计算的考虑因素
图表19 海平面60公尺处的年平均风速与满载发电时数的关系
图表20 平均年风速下最佳满载发电小时
图表21 全球运行中离岸式风场立置示意图
图表22 各类能源成本比较
图表23 各种能源发电的成本
图表24 火力、天然气、风力发电成本对比图
图表25 2001年世界风能新增容量和总容量
图表26 世界主要国家的风电装机容量
图表27 各国风电装机容量比较
图表28 世界风电装机容量
图表29 年装机平均单机容量的增长
图表30 年装机MW级机组比例的增长
图表31 世界各国风能发电容量统计
图表32 几个主要风电国家各年的风电装机容量
图表33 2003年世界主要国家的风电装机量及所占比例
图表34 美国各州风电装机容量
图表35 欧洲国家风电装机容量
图表36 中国风能分布图
图表37 中国风能分区及占全国面积的百分比
图表38 中国陆地的风能资源及已建风场
图表39 中国有效风功率密度分布图
图表40 中国全年风速大于3M/S小时数分布图
图表41 中国风力资源分布图
图表42 中国风电标准目录
图表43 电力消费与经济增长时序图
图表44 平稳性检验结果
图表45 残差序列ut扩充迪基-富勒单位根检验结果
图表46 估计结构变化时机
图表47 残差序列vt扩充迪基─富勒单位根检验结果
图表48 1991-2003年中国发电机装机容量和发电量
图表49 1995-2003年电力工业煤炭消费变化趋势
图表50 1995-2003年火电装机容量和火电发电量的拟合曲线
图表51 回归方程参数检验表
图表52 2004-2007年电力工业发展状况
图表53 1995-2007年电力工业煤炭消费量的发展
图表54 2005年全社会用电量情况
图表55 2005年中国各大区域用电增长情况
图表56 2005年中国分省份用电量增速情况
图表57 2005年全国装机容量情况
图表58 2006年1-8月发电量及增长情况
图表59 2004年-2006年8月发电量及增长趋势
图表60 2004年-2006年8月累计发电量及增长趋势
图表61 2006年1-8月火电发电量及增长情况
图表62 2004年-2006年8月火电发电量及增长情况
图表63 2004年-2006年8月累计火电发电量及增长情况
图表64 2006年1-8月水电发电量及增长情况
图表65 2004年-2006年8月水电发电量及增长情况
图表66 2004-2006年8月累计水电发电量及增长情况
图表67 2006年1-8月全国跨区域送电及电力进出口情况
图表68 2006年1-8月各产业用电量情况
图表69 2006年1-8月电力固定资产投资情况
图表70 2004年-2006年8月电力固定资产投资及增长情况
图表71 2004年-2006年8月电力固定资产投资占总投资比重情况
图表72 2006年1-8月电力生产业收入及利润情况
图表73 2004年-2006年8月电力生产业产品销售收入及增长情况较
图表74 2004年-2006年8月电力生产业利润总额及增长情况
图表75 2004年-2006年8月电力生产业资金利润率、成本费用利润率增长趋势
图表76 2006年1-8月电力生产业亏损企业情况
图表77 2004年-2006年8月电力生产业亏损企业个数及占企业总数比重情况
图表78 2004年-2006年8月电力生产业亏损总额及增长情况
图表79 2006年1-8月电力供应业销售收入及利润情况
图表80 2004年-2006年8月电力供应业销售收入及增长情况
图表81 2004年-2006年8月电力供应业利润总额及增长情况
图表82 2004-2006年8月电力供应业资金利润率、成本费用利润率增长趋势
图表83 2006年1-8月电力供应业亏损情况
图表84 2004年-2006年8月电力供应业亏损企业个数及占企业总数比重情况
图表85 2004年-2006年8月电力供应业亏损总额及增长情况
图表86 2006年1-9月电力供应业工业总产值情况
图表87 2004-2006年各月电力供应业累计工业总产值及增长趋势
图表88 2006年1-9月电力供应业收入及利润情况
图表89 2004-2006年各月电力供应业累计产品销售收入及增长趋势
图表90 2004-2006年各月电力供应业累计利润总额及增长趋势
图表91 2004-2006年各月电力供应业资金利润率、成本费用利润率增长趋势
图表92 2020年中国电源结构规划预测
图表93 世界各国风电装机规模及所占市场份额
图表94 风力发电成本逐年变化趋势
图表95 2003年全球风电机组供应商及其所占市场份额统计
图表96 2004年世界及各洲风力发电量对比
图表97 2004年亚洲风力发电量前三位的国家对比
图表98 2004年底风力发电机组累计安装容量的前十大国家
图表99 2004风力发电机组新安装容量的前十个国家
图表100 2004年度新安装风力发电机组容量地区分布百分比
图表101 2005年世界风电装机容量前6位国家
图表102 1995-2005年装机量
图表103 1995-2005全球累计装机总量
图表104 2005年世界新增装机容量前6位国家
图表105 2005年世界风电装机容量地区及国家分布表
图表106 世界风机公司的排名
图表107 1998年世界风机市场表
图表108 丹麦风机销售年度统计表
图表109 截止到2004年底欧盟主要国家风电装机情况
图表110 2004年西班牙电力行业情况
图表111 截止到2005年上半年西班牙各地风电发展情况
图表112 截止到2004年底风电设备企业在西班牙市场的份额
图表113 2004年风电设备企业排名
图表114 2005年西班牙单个风力发电场的概况
图表115 全球风电装机容量前五位国家
图表116 西班牙风机制造商市场份额分布
图表117 西班牙风电场开发商市场份额分布
图表118 加拿大风力发电激励方案（WPPI）
图表119 风力发电过程编目分析
图表120 钢铁工业单位能耗
图表121 钢铁工业主要大气污染物排放量
图表122 生产1t钢的能耗与废气排放
图表123 铁路和公路耗能
图表124 运输1t的钢材和风机能耗（基础方案）
图表125 目前国内机车废气排放
图表126 运输1t的钢材和风机的排放（基础方案）
图表127 运输1t货物的能耗与污染物排放
图表128 发电厂建设所需主要材料
图表129 建材工业水泥综合能耗（以标准煤计算）
图表130 电厂建设建筑单位材料平均能耗（以标准煤计算）
图表131 电厂建设建筑单位材为污染物平均排放量
图表132 1t建筑材料污染物排放
图表133 中国风电历年装机图
图表134 全国风电场装机概况
图表135 全国各风电场装机
图表136 全国风电场装机情况一览表
图表137 全国风电场装机情况一览表
图表138 2003年个各省累计风电装机（按装机容量排序）
图表139 截止2003年底全国逐年累计装机容量及容量增幅变化
图表140 截止2003年底全国各省风电装机规模
图表141 截止2003年底全国各省风电装机规模所占市场份额
图表142 XWEC-JACOBS43/600风机国产化率计算表
图表143 国产化600KW风机阶段性成果之一
图表144 国产化600KW风机阶段性成果之二
图表145 国产化风机零部件主要生产厂家一览表
图表146 中国风电装机2004年前三名排行榜
图表147 2004年中国大陆分省累计风电装机（按装机容量排序）
图表148 2004年台湾省累计风电装机
图表149 2004年风力发电机组新增市场份额
图表150 2004年风力发电机组累计市场份额
图表151 2004年中国大陆风电场累计装机（按装机容量排序）
图表152 2004年台湾省风电场累计装机（按装机容量排序）
图表153 2004年中国大陆当年新增装机
图表154 2004年台湾省风电场当年装机
图表155 2004年当年分制造商装机
图表156 2004年中国制造商新增的市场份额
图表157 2004年中国制造商累计市场份额
图表158 中国几种风力发电机产品性能
图表159 国产风力发电机组情况
图表160 风力发电机组构造
图表161 多台风电机组汇流向系统供电
图表162 2005年中国发电设备容量情况
图表163 2004年1-12月中国风力发电机组主要进口国家总值
图表164 2004年1-12月中国风力发电机组主要出口国家总值
图表165 2004年1-12月中国主要省市进口风力发电机组总值
图表166 2004年1-12月中国主要省市出口风力发电机组总值
图表167 2005年1-12月中国风力发电机组进口主要国家总值
图表168 2005年1-12月中国风力发电机组出口主要国家总值
图表169 2005年1-12月中国主要省市进口风力发电机组总值
图表170 2005年1-12月中国主要省市出口风力发电机组总值
图表171 2006年1-9月中国风力发电机组进口主要国家总值
图表172 2006年1-9月中国风力发电机组出口主要国家总值
图表173 2006年1-9月中国主要省市进口风力发电机组总值
图表174 2006年1-9月中国主要省市出口风力发电机组总值
图表175 选择机型面要考虑的相关因素
图表176 装机容量为24MW的风电场的经济指标
图表177 各种风电机组型式比较表
图表178 风电场年平均风速统计表
图表179 中国风电场装机容量发展情况
图表180 风电单位成本投资变化
图表181 根据GM(1，1)模型预测的风电投资成本的变化
图表182 学习曲线与商业化单位千瓦投资曲线所围成的面积
图表183 根据学习曲线估计的风电投资成本变化(资金有约束情景)
图表184 根据学习曲线估计的风电投资成本的变化(资金无约束情景)
图表185 商业化累积装机容量及学习成本
图表186 风电场技术经济参数
图表187 设定方案成本电价
图表188 设定方案成本电价阶段图
图表189 贷款期15年方案成本电价
图表190 风力发电、生物质直燃发电、光伏发电的合理成本及走势
图表191 综合风力发电对电价的影响测算表
图表192 风力发电分类电价及补贴数据汇总表（全国范围概算）
图表193 秸杆直燃发电上网对电价的影响测算表
图表194 林木质直燃发电上网对电价的影响测算表
图表195 综合生物质直燃发电对电价的影响测算表
图表196 分类伏发电上网对电价的影响测算表
图表197 综合光伏发电对电价的影响测算表
图表198 上述三大类可再生能源发电上网分摊对电价的影响测算表
图表199 全网分摊情况下八种发电应用的实际逐年补贴电价值
图表200 中国几种可再生能源的资源量和潜力
图表201 三大类可再生能源发电对中国总发电量的贡献
图表202 三大类可再生能源发电对减排二氧化碳的贡献
图表203 相关设备的制造和安装产业逐年生产产值
图表204 8种可再生能源发电产业的逐年产值
图表205 三大类可再生能源发电产业的总产值和总利税
图表206 三大类可再生能源发电产业提供的就业人数
图表207 离网光伏发电和风力发电对解决边远无电农牧民用电的贡献
图表208 特许权示范项目及投标情况
图表209 特许权示范项目中标情况
图表210 第二批特许权项目及投标情况
图表211 第二批特许权项目中标情况
图表212 第三批特许权项目及投标情况
图表213 第三批特许权项目中标情况
图表214 风电场累计装机（按装机容量排序）明细
图表215 全国风场装机的几个基本统计
图表216 中国风电场各项辅助设施费用相对于风机价格的比例
图表217 风电场各项辅助设施费用相对于风机价格的比例
图表218 单机容量对风电项目辅助设施费用的影响
图表219 风电场规模对风电场建设投资的影响
图表220 风力发电装机容量的发展及预测
图表221 华东地区主要经济指标表
图表222 华东地区及部分省市需电量
图表223 内蒙古风能和太阳能经济激励政策一览表
图表224 新疆风能和太阳能经济激励政策一览表
图表225 甘肃风能和太阳能经济激励政策一览表
图表226 青海风能和太阳能经济激励政策一览表
图表227 东北风能和太阳能经济激励政策一览表
图表228 广东风能和太阳能经济激励政策一览表
图表229 浙江风能和太阳能经济激励政策一览表
【关 键 词】
风力发电设备 风力发电原理 中国风电 风电设备 行业分析 投资咨询报告
【出品单位】
中国投资咨询网
【出版日期】
2007 年1月
【交付方式】
特快专递
【报告页码】
445页
【报告字数】
35.2万字
【图表数量】
229个
【价 格】
印刷版：RMB 6600 电子版：RMB 7100 印刷版+电子版：RMB 7600
【定购电话】
0755-82076800 82075758 82075958
内容简介：
风能作为一种清洁的可再生能源，越来越受到世界各国的重视。其蕴量巨大，全球的风能约为2.74109MW，其中可利用的风能为2107MW，比地球上可开发利用的水能总量还要大10倍。中国风能储量很大、分布面广，仅陆地上的风能储量约2.53亿千瓦。随着全球经济的发展，风能市场也迅速发展起来。近5年来，世界风能市场每年都以40%的速度增长。预计未来20-25年内，世界风能市场每年将递增25%。现在，风能发电成本已经下降到1980年的1/5。随着技术进步和环保事业的发展，风能发电在商业上将完全可以与燃煤发电竞争。
“十五”期间，中国的并网风电得到迅速发展。全国风电装机总容量达到126万千瓦，位居世界第10位，亚洲第三位，成为继欧洲、美国和印度之后发展风力发电的主要市场之一。2005年，中国发电设备容量规模取得历史性突破，发电生产结构也进一步优化，其中风电投产发电设备容量超过了100万千瓦。截至2005年年底，全国发电设备容量为51718.48万千瓦，同比增长16.91%。其中，水电约占总容量22.7%，火电约占总量75.67%，核电占总量1.32%，风电总量0.2%，可见风电设备装机容量所占比例还相当低。
2006年9月份，电力供应业延续了2006年上半年的较快发展势头。2006年1-9月，电力供应业共完成工业总产值8293亿元，比2005年同期增长20%，增速较2005年同期回落6个百分点，较2006年前8个月上升1个百分点，仍处于较高水平。
2006年1-9月中国风力发电机组进口总数为481台/千瓦，用汇175，709，596.00美元，其中向意大利进口为167台/千瓦，用汇87，165，232.00美元；2006年1-9月中国风力发电机组出口数量为3507台/千瓦，创汇2，483，859.00美元，其中四川、天津、黑龙江的出口量居前三位。
中国风电行业发展比较迅速，但与国际风电行业的发展水平还有很大差距，国内的风电设备主要依靠进口，对外依赖性强，虽然风电成本已下降很多，但相比火电成本的优势在短期内并不会明显突出，风电行业的发展还有很多的阻碍因素。正是风电行业投资的高风险，必然为风电行业发展带来高收益，不论是风电产业的经济效益、对社会的效益，还是中国目前奉行的可持续发展和节约战略，这些都为发电行业提供了很大的发展空间。现在，风能发电成本已经下降到1980年的1/5。随着技术进步和环保事业的发展，风能发电在商业上将完全可以与燃能发电竞争。
本报告共十三章。首先介绍了风力发电行业的相关概述和国内电力行业的发展情况，接着分析了国际国内风力发电行业及市场的发展概况，并对风电设备的生产制造情况做了细致分析，然后具体分析了中国主要地区风力发电的发展情况，并介绍了重点风力发电场的运营状况。随后对风力发电业进行了成本定价分析、特许权项目分析、投资分析及未来发展趋势分析，最后分析了在中国发展风力发电的政策环境。您若想对风力发电市场有个系统的了解或者想投资风力发电行业，本报告是您不可或缺的重要工具。
报告目录
第一章 风能资源的概述
1.1 风能简介
1.1.1 风的形成
1.1.2 风能的定义
1.1.3 风能的特点
1.1.4 风能密度
1.1.5 风的变化
1.1.6 风能利用的历史
1.2 不同的风能利用方式分析
1.2.1 风能利用的主要方式
1.2.2 并网风力发电所带来的效益分析
1.2.3 近海风力发电的市场性分析
1.2.4 世界离岸式风力发电现状
1.3 世界风能利用
1.3.1 风力发电的资源与成本
1.3.2 国际风能的发展概况
1.3.3 世界风能发电发展总体回顾
1.3.4 2004年全球风能产量的发展
1.3.5 风能在各国的应用水平
1.4 中国的风能资源与利用
1.4.1 中国风能资源的形成以及分布情况
1.4.2 国内风能利用的现况
1.4.3 中国风能资源储量与有效地区
1.4.4 中国风能资源居世界之首
1.4.5 国内政府将加大风能的建设
第二章 电力行业的发展
2.1 电力行业的总体发展概况
2.1.1 中国电力工业的历程回顾
2.1.2 中国电力行业的总体发展情况
2.1.3 中国电力消费与经济增长的均衡关系浅析
2.1.4 国内电力工业的能效问题浅析
2.1.5 电力工业煤炭消费量的计量经济模型研究
2.2 中国2005-2006年电力工业的发展
2.2.1 2005年国内电力工业的供需分析
2.2.2 2006年8月中国电力行业运行情况
2.2.3 2006年9月电力供应业的工业总产值综述
2.2.4 2006年9月电力供应业收入与利润分析
2.2.5 2006年10月中国电力行业综述
2.3 电力行业发展存在的问题及对策
2.3.1 中国电力环保发展面临的挑战
2.3.2 国内电力工业发展存在的四个难题
2.3.3 电力工业发展亟需解决的八个问题
2.3.4 国内应大力发展风电以弥补电力供应不足
2.3.5 电力行业要科学规划协调发展
2.3.6 破解电力行业困境的途径
2.4 电力行业的发展趋势
2.4.1 清洁环保高效低耗成电力行业发展方向
2.4.2 “十一五”时期电力工业要优化结构和布局
2.4.3 2007年电力紧张形势明显趋缓达到供需平衡
2.4.4 2020年中国电力发展前景展望
第三章 国际风力发电的概况
3.1 全球风力发展的总体分析
3.1.1 世界风电的发展总体回顾
3.1.2 2004年全球风力发电发展状况
3.1.3 2005年全球风力发电的发展
3.1.4 国际主要国家风力发电发展的概况
3.1.5 国际风力发电产业的发展明显增速
3.2 美国
3.2.1 2005年美国风力发电的发展概况
3.2.2 美国大力发展风力发电可减弱对天然气需求
3.2.3 美国积极推进风力发电的技术
3.2.4 美国风力发电的法规以及政策的综述
3.2.5 美国开发风电存在的环保难题
3.3 丹麦
3.3.1 丹麦风力发电的发展历程
3.3.2 丹麦风力发电产业的发展回顾
3.3.3 丹麦风力发电发展的成功经验概述
3.3.4 丹麦风力发电的政策法规概况
3.4 德国
3.4.1 德国风力发电业的总体回顾
3.4.2 德国风力发电能源与核能源间的矛盾
3.4.3 德国风力发电领先国际的秘诀
3.5 印度
3.5.1 印度风力发电产业的概况
3.5.2 印度正在发展的风电超级大国
3.5.3 印度力争成为亚洲风电的第一市场
3.5.4 印度风力发电亚洲领先缘于政策的激励
3.6 西班牙
3.6.1 西班牙风力发电的成长过程
3.6.2 西班牙风力发电行业的迅猛发展
3.6.3 西班牙风力发电发展的繁荣概况
3.6.4 西班牙发展风力发电解决能源问题
3.7 其他国家
3.7.1 意大利风力发电量发展的增长概况
3.7.2 加拿大主要风力发电的政策综述
3.7.3 英国的风力发电产业将获得大发展
3.7.4 日本风力发电的总体概况
第四章 中国风力发电产业的发展
4.1 风力发电的生命周期浅析
4.1.1 生命周期
4.1.2 风力发电机组组成
4.1.3 各阶段环境影响分析
4.1.4 综合分析与比较
4.2 中国风电产业的发展综述
4.2.1 风电产业的历年概况
4.2.2 中国风电发展的阶段
4.2.3 中国风力发电发展的现况
4.2.4 国内风电发电能力位于亚洲第三位
4.2.5 风电掀起中国再生能源建设高潮
4.2.6 中国着手建设完备的风力发电工业体系
4.3 2004-2006年中国风力发电的发展
4.3.1 2004年中国风能产业回顾
4.3.2 2005年中国风力发电行业发展概况
4.3.3 2005年小型风力发电行业发展综述
4.3.4 2006年风力发电特许权项目的开始招标
4.4 中国风力发电产业发展面临的问题
4.4.1 风电产业繁荣发展下存在的隐忧
4.4.2 风力发电的产业化发展的困境
4.4.3 国内风电发展面临的困难
4.4.4 阻碍风电产业发展的四道槛
4.4.5 风电产业的发展瓶颈亟需打破
4.5 中国风力发电产业的发展策略
4.5.1 技术是推动风力发电发展的动力
4.5.2 国内风电发展的措施
4.5.3 风力发电借政策东风谋求发展壮大
第五章 中国风力发电市场
5.1 中国风力发电市场的发展
5.1.1 风电市场总体分析
5.1.2 国内风电市场份额被国外企业瓜分
5.1.3 中国风电市场将迎来新局面
5.1.4 国内风电市场发展常态机制的构成
5.2 风力发电市场的竞争格局
5.2.1 风电市场发展机会与竞争并存
5.2.2 风电与核电具有竞争优势
5.2.3 风电与煤电间竞争成为重要能源
5.2.4 风电产业市场竞争力的分析
5.3 风力发电市场发展的问题及对策
5.3.1 未来3600亿风电市场蕴藏着巨大硬伤
5.3.2 风电市场的发展需加大电网建设的投入
5.3.3 培育风电市场需呼吁推行优惠政策
5.3.4 央企携地方国企拓展风电市场
5.4 风力发电市场的发展前景
5.4.1 中国将成为全球风电市场领衔之一
5.4.2 国内风电市场发展前景一路看好
5.4.3 中国风力发电市场发展潜力巨大
5.4.4 中国风电市场前景广阔诱人
第六章 风电设备的发展
6.1 国际风电设备发展概况
6.1.1 世界风力发电设备以40%速度迅猛增长
6.1.2 欧洲风能设备市场竞争逐渐激烈
6.1.3 英美两国风电设备的概况
6.2 中国风电设备产业的发展
6.2.1 中国风力发电设备存在的种类
6.2.2 风电设备的发展动态分析
6.2.3 国内风电投产发电设备容量越过100万千瓦
6.2.4 风电设备制造业的发展形势向好
6.2.5 离网型风力发电机组产业的发展概况
6.3 2004-2006年中国风力发电机组进出口数据分析
6.3.1 2004年1-12月中国风力发电机组进出口数据分析
6.3.2 2005年1-12月中国风力发电机组进出口数据分析
6.3.3 2006年1-9月中国风力发电机组进出口数据分析
6.4 风电设备及相关技术
6.4.1 风力发电设备优化选型与电价间的关系简析
6.4.2 双叶轮并网风力发电机优点的概述
6.4.3 风力发电机应用中的配置选择
6.4.4 风电机组并网与脱网的切换程序
6.4.5 专用与普通异步风电机的运行特点
6.4.6 选择风电机组应注意的主要因素
6.5 风电设备产业发展存在的问题及对策
6.5.1 中国风力发电设备产业化存在的难题
6.5.2 风电设备制造业应警惕泡沫的存在
6.5.3 发电设备国产化水平不高制约风电产业发展
6.5.4 国产风电设备突围的对策
第七章 中国主要地区风力发电的发展
7.1 内蒙古
7.1.1 内蒙古大型并网风力发电的发展潜力大
7.1.2 内蒙古靠风能资源带动风电产业的发展
7.1.3 内蒙古加快风电资源的开发速度
7.1.4 十一五期间将内蒙古大力发展为国家级风电基地
7.2 新疆
7.2.1 新疆风力发电的魅力无限
7.2.2 新疆风电产业发展加速欲建亚洲最大的风力发电场
7.2.3 新疆风力发电有广阔的发展前景
7.2.4 新疆三大风力发电公司欲合并重组
7.2.5 十一五时期新疆地区将达到全疆电网联网
7.3 辽宁
7.3.1 40亿风电项目在辽宁凌源落户
7.3.2 能源新政引发辽宁风电发展热潮
7.3.3 辽宁省阜新市开始形成风电发展百万千瓦规模规划
7.3.4 辽宁法库县制定出台风力发电优惠新政策
7.3.5 辽宁葫芦岛将建中国最大风力发电场
7.4 广东
7.4.1 广东发展风力发电是双赢选择
7.4.2 广东风力发电发展迅猛
7.4.3 电力改革使广东风电发展存在政策瓶颈
7.4.4 广东省大力发展风力发电以缓解能源紧张局面
7.4.5 2020年广东风电总装机容量将达到300万千瓦
7.5 河北
7.5.1 河北省风力发电开发增速
7.5.2 有利于河北省发展风力发电的时机
7.5.3 河北省风力发电资源开发的对策以及措施
第八章 中国主要的风力发电场
8.1 广东南澳
8.1.1 广东南澳风力发电步入商品性开发阶段
8.1.2 南澳华能风电场二期工程开始实质性建设
8.1.3 南澳风力发电开发推进县域经济的发展
8.2 达_城风电场
8.2.1 新疆达_城风力发电场介绍
8.2.2 达_城风电场成为发展洁净再生能源的样本
8.2.3 新疆达_城成为国内最大风力发电地区
8.2.4 达_城风电三厂一期工程已开工建设
8.3 辉腾锡勒风电场
8.3.1 辉腾锡勒风电场项目概况
8.3.2 内蒙古辉腾锡勒风电场成为中国单机容量最大的风力发电场
8.3.3 辉腾锡勒风电场发展造就全国大型风电基地
8.3.4 内蒙古辉腾锡勒风力发电场装机容量处于中国第二
第九章 风力发电的成本与定价
9.1 中国风力发电成本的概况
9.1.1 中国加快风电发展降低成本迫在眉睫
9.1.2 中国风电成本分摊问题亟需解决
9.1.3 降低风力发电成本的三条基本原则
9.1.4 中国风电投资成本的变化预测
9.2 中国风力发电电价的综述
9.2.1 风电上网电价细则欲出台
9.2.2 风电电价定价机制正在酝酿着变局
9.2.3 中国风电价格形成机制背后的隐患
9.2.4 中国风电价格落后市场需求
9.3 风电项目两种电价测算方法的分析比较
9.3.1 风电场参数设定
9.3.2 电价测算
9.3.3 结论
9.4 风力发电等实施溢出成本全网分摊的可行性研究
9.4.1 实施发电溢出成本全网分摊的影响因素和控制手段
9.4.2 风力发电的合理成本及走势
9.4.3 风力发电溢出成本全网分摊结果分析
9.4.4 可再生能源发电综合溢出成本全网分摊的可能性
9.4.5 效益分析
第十章 风力发电特许权项目分析
10.1 风电特许权方法的相关概述
10.1.1 国际上风电特许权经营的初步实践
10.1.2 政府特许权项目的一般概念
10.1.3 石油天然气勘探开发特许权的经验
10.1.4 BOT电厂项目的经验综述
10.1.5 风电特许权经营的特点
10.2 实施风电特许权方法的法制环境简析
10.2.1 与风电特许权相关的法律法规
10.2.2 与风电特许权相关的法规和政策要点
10.2.3 现有法规对风电特许权的支持度与有效性
10.3 中国风电特许权招标项目实施情况综述
10.3.1 风电特许权项目招标的基本背景
10.3.2 2003年风电特许权示范项目情况
10.3.3 2004年第二批特许权示范项目情况
10.3.4 2005年第三批特许权示范项目
10.3.5 2006年第四批特许权招标的基本原则
10.4 风电特许权经营实施的主要障碍以及对策
10.4.1 全额收购风电难保证
10.4.2 长期购电合同的问题
10.4.3 项目投融资方面的障碍
10.4.4 税收激励政策
10.4.5 使特许权项目有利于国产化的方式
10.4.6 风资源的准确性问题
第十一章 风力发电产业投资分析
11.1 投资机会
11.1.1 国际风力发电新增加的投资达到了140亿美元
11.1.2 中国风力发电的飞速发展
11.1.3 风力发电的基础薄弱市场广阔
11.1.4 到2030年风力发电欲为人类提供30%的电力
11.1.5 能源替代产品前景向好风电产业投资方兴未艾
11.1.6 风力发电产业投资回报率可观
11.2 中国风电场建设投资构成与分析
11.2.1 风电场建设单位千瓦投资
11.2.2 风电场建设投资构成
11.2.3 建议
11.2.4 结论
11.3 投资风险
11.3.1 风力发电发展潜藏的危机
11.3.2 风电初级阶段市场存在巨大风险
11.3.3 风力发电建设项目存在的信贷风险
11.3.4 风电投资需要注意的政策屏障
11.4 投资注意事项及前景
11.4.1 投资热潮引发风电设备进口快增长相关问题有待关注
11.4.2 风力发电投资瓶颈亟需破解
11.4.3 海洋风电以及潮汐电的发展潜力大
11.4.4 风力发电将迎来投资热潮
第十二章 风力发电的前景预测
12.1 国际风力发电的发展趋势
12.1.1 世界风电发展的前景
12.1.2 近年世界风力发电技术发展趋势
12.1.3 2014年国际风电市场发展预测
12.2 中国风力发电发展前景
12.2.1 中国风电发展前景展望
12.2.2 十一五时期以及2020年风力发电的发展规划
12.2.3 国内风电场建设的发展预测
12.2.4 风电将发展成为中国第三大发电能源
12.2.5 风力发电将使华东能源可持续发展
12.2.6 中国拟订扩大风电建设的规划
12.3 风电设备的发展前景
12.3.1 风电设备行业发展前景广阔
12.3.2 风电设备制造行业的乐观发展前景
12.3.3 风电设备轴承将迎来良好发展契机
12.3.4 风电设备将发展成为国内环氧树脂行业的大市场
第十三章 风力发电的政策环境分析
13.1 可再生能源发展的政策环境
13.1.1 政策支持成为推动可再生能源发展的基本动力
13.1.2 可再生能源扶植政策力度还可以加强
13.1.3 支持核电风电等新能源和可再生能源的发展
13.2 《可再生能源法》的作用与影响
13.2.1 促进可再生能源发展的根本动力
13.2.2 带来巨大的市场新机遇
13.2.3 保证未来国家能源安全
13.2.4 中国能源结构变革的序曲
13.2.5 为新能源产业发展插上了翅膀
13.3 风力发电的政策环境分析
13.3.1 政策促发风电产业化的生机
13.3.2 风力发电的发展需政府政策支持
13.3.3 政策关注为风电电力带来发展转机
附录：
附录一：《中华人民共和国可再生能源法》
附录二：《关于加快风力发电技术装备国产化的指导意见》
附录三：关于进一步促进风力发电发展的若干意见
附录四：《风电场工程建设用地和环境保护管理暂行办法》
附录五：《电力行业标准化管理办法》
图表目录：
图表1 地球风能运动方向图
图表2 白昼海防风
图表3 夜间陆海风
图表4 山谷风形成图
图表5 各种可再生能源密度表
图表6 日本石廊崎等地区的风况曲线图
图表7 不同高度处风速的变化图
图表8 大气层的构成图
图表9 不同地面上风速和高度的关系图
图表10 只是用a代替式中的指数n
图表11 阵风和平均风图速
图表12 风向的16个方位
图表13 风玫瑰示意图
图表14 风电普及和装机容量增加与相对容量储备值间的关系
图表15 荷兰所研究的风电带来的各种废气减排量
图表16 1995-2010年世界风电发展带来的费用节省比例
图表17 风电场离岸距离与相对于869欧元/千瓦发电成本的附加成本
图表18 离岸式风电成本计算的考虑因素
图表19 海平面60公尺处的年平均风速与满载发电时数的关系
图表20 平均年风速下最佳满载发电小时
图表21 全球运行中离岸式风场立置示意图
图表22 各类能源成本比较
图表23 各种能源发电的成本
图表24 火力、天然气、风力发电成本对比图
图表25 2001年世界风能新增容量和总容量
图表26 世界主要国家的风电装机容量
图表27 各国风电装机容量比较
图表28 世界风电装机容量
图表29 年装机平均单机容量的增长
图表30 年装机MW级机组比例的增长
图表31 世界各国风能发电容量统计
图表32 几个主要风电国家各年的风电装机容量
图表33 2003年世界主要国家的风电装机量及所占比例
图表34 美国各州风电装机容量
图表35 欧洲国家风电装机容量
图表36 中国风能分布图
图表37 中国风能分区及占全国面积的百分比
图表38 中国陆地的风能资源及已建风场
图表39 中国有效风功率密度分布图
图表40 中国全年风速大于3M/S小时数分布图
图表41 中国风力资源分布图
图表42 中国风电标准目录
图表43 电力消费与经济增长时序图
图表44 平稳性检验结果
图表45 残差序列ut扩充迪基-富勒单位根检验结果
图表46 估计结构变化时机
图表47 残差序列vt扩充迪基─富勒单位根检验结果
图表48 1991-2003年中国发电机装机容量和发电量
图表49 1995-2003年电力工业煤炭消费变化趋势
图表50 1995-2003年火电装机容量和火电发电量的拟合曲线
图表51 回归方程参数检验表
图表52 2004-2007年电力工业发展状况
图表53 1995-2007年电力工业煤炭消费量的发展
图表54 2005年全社会用电量情况
图表55 2005年中国各大区域用电增长情况
图表56 2005年中国分省份用电量增速情况
图表57 2005年全国装机容量情况
图表58 2006年1-8月发电量及增长情况
图表59 2004年-2006年8月发电量及增长趋势
图表60 2004年-2006年8月累计发电量及增长趋势
图表61 2006年1-8月火电发电量及增长情况
图表62 2004年-2006年8月火电发电量及增长情况
图表63 2004年-2006年8月累计火电发电量及增长情况
图表64 2006年1-8月水电发电量及增长情况
图表65 2004年-2006年8月水电发电量及增长情况
图表66 2004-2006年8月累计水电发电量及增长情况
图表67 2006年1-8月全国跨区域送电及电力进出口情况
图表68 2006年1-8月各产业用电量情况
图表69 2006年1-8月电力固定资产投资情况
图表70 2004年-2006年8月电力固定资产投资及增长情况
图表71 2004年-2006年8月电力固定资产投资占总投资比重情况
图表72 2006年1-8月电力生产业收入及利润情况
图表73 2004年-2006年8月电力生产业产品销售收入及增长情况较
图表74 2004年-2006年8月电力生产业利润总额及增长情况
图表75 2004年-2006年8月电力生产业资金利润率、成本费用利润率增长趋势
图表76 2006年1-8月电力生产业亏损企业情况
图表77 2004年-2006年8月电力生产业亏损企业个数及占企业总数比重情况
图表78 2004年-2006年8月电力生产业亏损总额及增长情况
图表79 2006年1-8月电力供应业销售收入及利润情况
图表80 2004年-2006年8月电力供应业销售收入及增长情况
图表81 2004年-2006年8月电力供应业利润总额及增长情况
图表82 2004-2006年8月电力供应业资金利润率、成本费用利润率增长趋势
图表83 2006年1-8月电力供应业亏损情况
图表84 2004年-2006年8月电力供应业亏损企业个数及占企业总数比重情况
图表85 2004年-2006年8月电力供应业亏损总额及增长情况
图表86 2006年1-9月电力供应业工业总产值情况
图表87 2004-2006年各月电力供应业累计工业总产值及增长趋势
图表88 2006年1-9月电力供应业收入及利润情况
图表89 2004-2006年各月电力供应业累计产品销售收入及增长趋势
图表90 2004-2006年各月电力供应业累计利润总额及增长趋势
图表91 2004-2006年各月电力供应业资金利润率、成本费用利润率增长趋势
图表92 2020年中国电源结构规划预测
图表93 世界各国风电装机规模及所占市场份额
图表94 风力发电成本逐年变化趋势
图表95 2003年全球风电机组供应商及其所占市场份额统计
图表96 2004年世界及各洲风力发电量对比
图表97 2004年亚洲风力发电量前三位的国家对比
图表98 2004年底风力发电机组累计安装容量的前十大国家
图表99 2004风力发电机组新安装容量的前十个国家
图表100 2004年度新安装风力发电机组容量地区分布百分比
图表101 2005年世界风电装机容量前6位国家
图表102 1995-2005年装机量
图表103 1995-2005全球累计装机总量
图表104 2005年世界新增装机容量前6位国家
图表105 2005年世界风电装机容量地区及国家分布表
图表106 世界风机公司的排名
图表107 1998年世界风机市场表
图表108 丹麦风机销售年度统计表
图表109 截止到2004年底欧盟主要国家风电装机情况
图表110 2004年西班牙电力行业情况
图表111 截止到2005年上半年西班牙各地风电发展情况
图表112 截止到2004年底风电设备企业在西班牙市场的份额
图表113 2004年风电设备企业排名
图表114 2005年西班牙单个风力发电场的概况
图表115 全球风电装机容量前五位国家
图表116 西班牙风机制造商市场份额分布
图表117 西班牙风电场开发商市场份额分布
图表118 加拿大风力发电激励方案（WPPI）
图表119 风力发电过程编目分析
图表120 钢铁工业单位能耗
图表121 钢铁工业主要大气污染物排放量
图表122 生产1t钢的能耗与废气排放
图表123 铁路和公路耗能
图表124 运输1t的钢材和风机能耗（基础方案）
图表125 目前国内机车废气排放
图表126 运输1t的钢材和风机的排放（基础方案）
图表127 运输1t货物的能耗与污染物排放
图表128 发电厂建设所需主要材料
图表129 建材工业水泥综合能耗（以标准煤计算）
图表130 电厂建设建筑单位材料平均能耗（以标准煤计算）
图表131 电厂建设建筑单位材为污染物平均排放量
图表132 1t建筑材料污染物排放
图表133 中国风电历年装机图
图表134 全国风电场装机概况
图表135 全国各风电场装机
图表136 全国风电场装机情况一览表
图表137 全国风电场装机情况一览表
图表138 2003年个各省累计风电装机（按装机容量排序）
图表139 截止2003年底全国逐年累计装机容量及容量增幅变化
图表140 截止2003年底全国各省风电装机规模
图表141 截止2003年底全国各省风电装机规模所占市场份额
图表142 XWEC-JACOBS43/600风机国产化率计算表
图表143 国产化600KW风机阶段性成果之一
图表144 国产化600KW风机阶段性成果之二
图表145 国产化风机零部件主要生产厂家一览表
图表146 中国风电装机2004年前三名排行榜
图表147 2004年中国大陆分省累计风电装机（按装机容量排序）
图表148 2004年台湾省累计风电装机
图表149 2004年风力发电机组新增市场份额
图表150 2004年风力发电机组累计市场份额
图表151 2004年中国大陆风电场累计装机（按装机容量排序）
图表152 2004年台湾省风电场累计装机（按装机容量排序）
图表153 2004年中国大陆当年新增装机
图表154 2004年台湾省风电场当年装机
图表155 2004年当年分制造商装机
图表156 2004年中国制造商新增的市场份额
图表157 2004年中国制造商累计市场份额
图表158 中国几种风力发电机产品性能
图表159 国产风力发电机组情况
图表160 风力发电机组构造
图表161 多台风电机组汇流向系统供电
图表162 2005年中国发电设备容量情况
图表163 2004年1-12月中国风力发电机组主要进口国家总值
图表164 2004年1-12月中国风力发电机组主要出口国家总值
图表165 2004年1-12月中国主要省市进口风力发电机组总值
图表166 2004年1-12月中国主要省市出口风力发电机组总值
图表167 2005年1-12月中国风力发电机组进口主要国家总值
图表168 2005年1-12月中国风力发电机组出口主要国家总值
图表169 2005年1-12月中国主要省市进口风力发电机组总值
图表170 2005年1-12月中国主要省市出口风力发电机组总值
图表171 2006年1-9月中国风力发电机组进口主要国家总值
图表172 2006年1-9月中国风力发电机组出口主要国家总值
图表173 2006年1-9月中国主要省市进口风力发电机组总值
图表174 2006年1-9月中国主要省市出口风力发电机组总值
图表175 选择机型面要考虑的相关因素
图表176 装机容量为24MW的风电场的经济指标
图表177 各种风电机组型式比较表
图表178 风电场年平均风速统计表
图表179 中国风电场装机容量发展情况
图表180 风电单位成本投资变化
图表181 根据GM(1，1)模型预测的风电投资成本的变化
图表182 学习曲线与商业化单位千瓦投资曲线所围成的面积
图表183 根据学习曲线估计的风电投资成本变化(资金有约束情景)
图表184 根据学习曲线估计的风电投资成本的变化(资金无约束情景)
图表185 商业化累积装机容量及学习成本
图表186 风电场技术经济参数
图表187 设定方案成本电价
图表188 设定方案成本电价阶段图
图表189 贷款期15年方案成本电价
图表190 风力发电、生物质直燃发电、光伏发电的合理成本及走势
图表191 综合风力发电对电价的影响测算表
图表192 风力发电分类电价及补贴数据汇总表（全国范围概算）
图表193 秸杆直燃发电上网对电价的影响测算表
图表194 林木质直燃发电上网对电价的影响测算表
图表195 综合生物质直燃发电对电价的影响测算表
图表196 分类伏发电上网对电价的影响测算表
图表197 综合光伏发电对电价的影响测算表
图表198 上述三大类可再生能源发电上网分摊对电价的影响测算表
图表199 全网分摊情况下八种发电应用的实际逐年补贴电价值
图表200 中国几种可再生能源的资源量和潜力
图表201 三大类可再生能源发电对中国总发电量的贡献
图表202 三大类可再生能源发电对减排二氧化碳的贡献
图表203 相关设备的制造和安装产业逐年生产产值
图表204 8种可再生能源发电产业的逐年产值
图表205 三大类可再生能源发电产业的总产值和总利税
图表206 三大类可再生能源发电产业提供的就业人数
图表207 离网光伏发电和风力发电对解决边远无电农牧民用电的贡献
图表208 特许权示范项目及投标情况
图表209 特许权示范项目中标情况
图表210 第二批特许权项目及投标情况
图表211 第二批特许权项目中标情况
图表212 第三批特许权项目及投标情况
图表213 第三批特许权项目中标情况
图表214 风电场累计装机（按装机容量排序）明细
图表215 全国风场装机的几个基本统计
图表216 中国风电场各项辅助设施费用相对于风机价格的比例
图表217 风电场各项辅助设施费用相对于风机价格的比例
图表218 单机容量对风电项目辅助设施费用的影响
图表219 风电场规模对风电场建设投资的影响
图表220 风力发电装机容量的发展及预测
图表221 华东地区主要经济指标表
图表222 华东地区及部分省市需电量
图表223 内蒙古风能和太阳能经济激励政策一览表
图表224 新疆风能和太阳能经济激励政策一览表
图表225 甘肃风能和太阳能经济激励政策一览表
图表226 青海风能和太阳能经济激励政策一览表
图表227 东北风能和太阳能经济激励政策一览表
图表228 广东风能和太阳能经济激励政策一览表
图表229 浙江风能和太阳能经济激励政策一览表
风能发电
电力行业：可再生能源发展规划利长远
http://www.sina.com.cn 2007年06月11日 10:12 东方证券
东方证券 袁晓梅
国务院总理温家宝7日主持召开国务院常务会议，审议并原则通过《可再生能源中长期发展规划》。会议指出，要把发展可再生能源作为一项重大战略举措，切实抓紧抓好。当前和今后一个时期，要加快水电、太阳能、风能、生物质发电、沼气的开发利用。
水电未来发展空间广阔，2020年前，水电装机容量的复合增长率将保持在5.98%以上。截止2006年底，全国发电装机容量达到62200万千瓦，同比增长20.3%。其中，水电达到12857万千瓦，约占总容量20.67%，同比增长9.5%；火电达到48405万千瓦，约占总容量77.82%，同比增长23.7%；水、火电占总容量的比例同比分别下降了2.03和上升了2.15个百分点。根据初步完成的《可再生能源中长期发展规划》，到2020年，水电总装机容量将达到2.9亿千瓦，开发程度达到70%左右。
水力发电成本优势突出，相对于其他形式的可再生能源，水电具有成本低、规模大、调节性强的特征。目前水电之外的其他可再生能源成本较高，大规模应用仍然存在限制。出于优化我国能源结构以及减轻环境压力的考虑，加大水电开发规模将是大势所趋。小型水电的发电成本与火电相当，大型水电的发电成本为火力发电的50%左右，在风电资源较好的地区，风力发电成本约为0.4-0.6元/kwh，太阳能发电度电成本约3.5元/kwh。
我们对于可再生能源中长期发展规划对于水电行业的理解是，规划的出台将促使水电行业的长期健康发展。我们认为，水电行业上市公司的长期投资价值较为突出，关注在水电资源方面有丰富储备的上市公司。给予长江电力( 13.77,0.03,0.22%)、国投电力( 16.90,0.27,1.62%)、桂冠电力( 14.03,0.32,2.33%)、国电电力( 16.03,0.28,1.78%)增持评级，投资者可以采取逢低吸纳、长期持有得策略。对风电场开发以及风力发电相关得金山股份( 24.35,0.60,2.53%)也予以关注。
新能源：可再生能源中长期规划通过
http://www.sina.com.cn 2007年06月11日 11:23 中信建投
中信建投 陈夷华
国务院总理温家宝7日主持召开国务院常务会议，审议并原则通过《可再生能源中长期发展规划》。会议指出，当前和今后一个时期，要加快水电、太阳能、风能、生物质发电、沼气的开发利用。总的目标是：
提高可再生能源在能源结构中的比重，解决偏远地区无电人口供电问题，改善农村生产、生活条件，推行有机废弃物的能源化利用，推进可再生能源技术的产业化发展。
我国具有丰富的新能源和可再生能源资源：水能可开发资源为3.78亿千瓦，目前已开发利用11%；生物智能资源，包括农作物秸秆、薪柴和各种有机废物，利用量约为2.6亿□标准煤，占农村生活能源消费的70%，整个用能的50%；在我国约600万平方公里的国土上，太阳能年总辐射量超过60万焦耳／平方厘米，开发利用前景广阔，风能资源总量为16亿千瓦，约10%可供开发利用；地热资源尚待继续勘探，目前已探明的地热储量约为4626亿□标准煤，现利用的仅约十万分之一；我国海洋能源资源亦十分丰富，其中可开发的潮汐能就有2000万千瓦以上。据国际能源机构预测，到2020年可再生能源将在全球能源消费中的比例达到30%。当前，我国能源消费结构中，煤炭占据2/3以上的比例，新能源及可再生能源比例仅占7%。
《可再生能源中长期发展规划》的目标是，到2010年我国可再生能源年利用量将达到2.7亿□标准煤。其中，水电达到1.8亿千瓦，风电超过500万千瓦，生物质发电达到550万千瓦，太阳能发电达到30万千瓦；燃料乙醇和生物柴油年利用量分别达到200万□和20万□；沼气年利用量达到190亿立方米，太阳能热水器总集热面积达到1.5亿平方米。从2010年-2020年，我国可再生能源将有更大地发展。其中，水电将达到3亿千瓦，风电装机和生物质发电目标都是3000万千瓦，太阳能发电达到180万千瓦；燃料乙醇和生物柴油年生产能力分别达到1000万□和200万□；沼气年利用量达到443亿立方米，太阳能发电达到180万千瓦，太阳能热水器总集热面积达到3亿平方米。根据《规划》目标，到2020年，我国一次能源消费结构可再生能源比例将由目前的7%，提升到16%。
上表可以看出，按照规划，可再生能源中，发展最快的是风电、光伏发电、生物质发电，技术较为成熟、且成本较低的是水电、风电、生物质发电。建议重点关注风电领域的湘电股份( 34.30,3.12,10.01%)、华仪电气( 44.07,0.86,1.99%)、长城电工( 15.34,0.72,4.92%)、银星能源；光伏发电领域的天威保变( 71.13,6.47,10.01%)、特变电工( 20.31,0.00,0.00%)、航天机电( 16.26,-0.07,-0.43%)；生物质发电领域的华光股份( 22.08,-0.27,-1.21%)；水电领域东方电机( 63.45,5.76,9.98%)。
http://www.sina.com.cn 2007年06月11日 10:12 东方证券
东方证券 袁晓梅
国务院总理温家宝7日主持召开国务院常务会议，审议并原则通过《可再生能源中长期发展规划》。会议指出，要把发展可再生能源作为一项重大战略举措，切实抓紧抓好。当前和今后一个时期，要加快水电、太阳能、风能、生物质发电、沼气的开发利用。
水电未来发展空间广阔，2020年前，水电装机容量的复合增长率将保持在5.98%以上。截止2006年底，全国发电装机容量达到62200万千瓦，同比增长20.3%。其中，水电达到12857万千瓦，约占总容量20.67%，同比增长9.5%；火电达到48405万千瓦，约占总容量77.82%，同比增长23.7%；水、火电占总容量的比例同比分别下降了2.03和上升了2.15个百分点。根据初步完成的《可再生能源中长期发展规划》，到2020年，水电总装机容量将达到2.9亿千瓦，开发程度达到70%左右。
水力发电成本优势突出，相对于其他形式的可再生能源，水电具有成本低、规模大、调节性强的特征。目前水电之外的其他可再生能源成本较高，大规模应用仍然存在限制。出于优化我国能源结构以及减轻环境压力的考虑，加大水电开发规模将是大势所趋。小型水电的发电成本与火电相当，大型水电的发电成本为火力发电的50%左右，在风电资源较好的地区，风力发电成本约为0.4-0.6元/kwh，太阳能发电度电成本约3.5元/kwh。
我们对于可再生能源中长期发展规划对于水电行业的理解是，规划的出台将促使水电行业的长期健康发展。我们认为，水电行业上市公司的长期投资价值较为突出，关注在水电资源方面有丰富储备的上市公司。给予长江电力( 13.77,0.03,0.22%)、国投电力( 16.90,0.27,1.62%)、桂冠电力( 14.03,0.32,2.33%)、国电电力( 16.03,0.28,1.78%)增持评级，投资者可以采取逢低吸纳、长期持有得策略。对风电场开发以及风力发电相关得金山股份( 24.35,0.60,2.53%)也予以关注。
新能源：可再生能源中长期规划通过
http://www.sina.com.cn 2007年06月11日 11:23 中信建投
中信建投 陈夷华
国务院总理温家宝7日主持召开国务院常务会议，审议并原则通过《可再生能源中长期发展规划》。会议指出，当前和今后一个时期，要加快水电、太阳能、风能、生物质发电、沼气的开发利用。总的目标是：
提高可再生能源在能源结构中的比重，解决偏远地区无电人口供电问题，改善农村生产、生活条件，推行有机废弃物的能源化利用，推进可再生能源技术的产业化发展。
我国具有丰富的新能源和可再生能源资源：水能可开发资源为3.78亿千瓦，目前已开发利用11%；生物智能资源，包括农作物秸秆、薪柴和各种有机废物，利用量约为2.6亿□标准煤，占农村生活能源消费的70%，整个用能的50%；在我国约600万平方公里的国土上，太阳能年总辐射量超过60万焦耳／平方厘米，开发利用前景广阔，风能资源总量为16亿千瓦，约10%可供开发利用；地热资源尚待继续勘探，目前已探明的地热储量约为4626亿□标准煤，现利用的仅约十万分之一；我国海洋能源资源亦十分丰富，其中可开发的潮汐能就有2000万千瓦以上。据国际能源机构预测，到2020年可再生能源将在全球能源消费中的比例达到30%。当前，我国能源消费结构中，煤炭占据2/3以上的比例，新能源及可再生能源比例仅占7%。
《可再生能源中长期发展规划》的目标是，到2010年我国可再生能源年利用量将达到2.7亿□标准煤。其中，水电达到1.8亿千瓦，风电超过500万千瓦，生物质发电达到550万千瓦，太阳能发电达到30万千瓦；燃料乙醇和生物柴油年利用量分别达到200万□和20万□；沼气年利用量达到190亿立方米，太阳能热水器总集热面积达到1.5亿平方米。从2010年-2020年，我国可再生能源将有更大地发展。其中，水电将达到3亿千瓦，风电装机和生物质发电目标都是3000万千瓦，太阳能发电达到180万千瓦；燃料乙醇和生物柴油年生产能力分别达到1000万□和200万□；沼气年利用量达到443亿立方米，太阳能发电达到180万千瓦，太阳能热水器总集热面积达到3亿平方米。根据《规划》目标，到2020年，我国一次能源消费结构可再生能源比例将由目前的7%，提升到16%。
上表可以看出，按照规划，可再生能源中，发展最快的是风电、光伏发电、生物质发电，技术较为成熟、且成本较低的是水电、风电、生物质发电。建议重点关注风电领域的湘电股份( 34.30,3.12,10.01%)、华仪电气( 44.07,0.86,1.99%)、长城电工( 15.34,0.72,4.92%)、银星能源；光伏发电领域的天威保变( 71.13,6.47,10.01%)、特变电工( 20.31,0.00,0.00%)、航天机电( 16.26,-0.07,-0.43%)；生物质发电领域的华光股份( 22.08,-0.27,-1.21%)；水电领域东方电机( 63.45,5.76,9.98%)。
Monday, June 11, 2007
Wednesday, June 6, 2007
中国石化：评塔河发现兼论原油储量前景
http://www.sina.com.cn 2007年06月06日 16:58 招商证券
招商证券 裘孝锋
自我们率先对中国石化( 14.25,-0.24,-1.66%)塔河勘探新突破做出反应以后，其他同行也对此事件作出了评论。为了对某些分歧进行澄清，并且增加行业内对于上游的认识，我们决定再评塔河新发现，并且把对中石化原油储量的认识跟大家沟通一下。
再评：
1，对于这一发现，能够增加中石化的原油储量是多少，在计算上有一定的分歧。我们的计算是假设1.4-2亿吨是三级油气地质储量(即探明地质储量、控制地质储量和预测地质储量之和)，按照30%的收率，这一新发现的油田能够增加探明储量4亿桶。而部分同行，他的计算方式是先在1.2-2亿吨基础上乘上30%得出探明地质储量，再乘以30%得出新增储量，这样的话计算出来的数据比我们小的多。我们举中石油的冀东南堡油田为例，南堡油田共发现4个含油构造，基本落实三级油气地质储量(当量)10.2亿吨。其中：探明储量40507万吨，控制储量29834万吨，预测储量20217万吨，天然气(溶解气)地质储量1401亿立方米(折算油当量11163万吨)。按照中石油的估计，能够开采出来的原油在4-5亿吨，这样计算，以三级油气地质储量为分母，采收率能够达到40-50%。
2，此外，这个油田的重要性从它的开发方案也可以看出。初步开发方案是滚动部署90~120口高产井，建成151万~200万吨的产能阵地。2006年包含塔河油田在内的西北分公司总共的产量也就450万吨。
3，我们在前文中已经强调，这一油田的发现，从静态的财务估算来看，大致能够增加公司每股价值0.4元，影响相对有限。但是更深远的意义在于，运用海相成油理论在塔里木盆地进行勘探具有的美好的前景，这一点从中石化准备把塔河油田设千万吨级大油田的规划中可见一斑。
4，我们认为，市场对于以塔河油田为主的西北分公司储量增加的潜力判断有误。按照中国石化的计划，到2010年西北分公司的原油产量要达到800万吨，天然气产量30亿立方米。而根据中石化向美国证监会递交的20F文件来看，2006年年底西北分公司的原油储量总共才4000万吨，按照目前450万吨的产量开采，如果没有新增的原油储量，到2010年只能剩下2650万吨，如果按照800万吨的产量，只能开采三年。这个可能吗？
5，此外，我们认为中石化的原油储量的存量资源有潜力。其一，从下图可以看出，从03年06年，中国石化的新增储量中，50%左右是来自采收率的提高，这个主要跟技术进步有关。此外，另外一个存量资源就是中国储量委员会认定跟美国证监会认定之间的区别，图2是对中美储量认定差别的图示，图的上半部分是中国储委的情况，下半部分是美国证监会的规定。
图中的白色圆圈是油井，按照中国储委的认定，可以合理认为这些井附近的地表下方均含有油，可以计入探明储量，而按照美国证监会的规定，只有紫色部分才可以计入探明储量。对于新的油田如塔河油田，两者的认定会有较大的差距，如塔河油田技术可采储量为1.65亿吨，但进入年报的储量仅为0.33亿吨。这个差距又是可以通过不断的打井来缩短的。这也解释了上面为什么整个西北分公司的探明储量才4000万吨，但是产量到2010年规划到800万吨。
6，此外，在这里对国家将适时推出
燃油税进行点评。我们的判断是：第一，燃油税的出台晚于新的
成品油定价机制；第二，燃油税短期对于汽
柴油的消费量的增长有一定的压制作用，但长期影响相对有限。第三，根据我们的研究，汽柴油消费量的增长只能解释销售板块30%左右的业绩增长，更大的两部分是销售结构的优化和产品的升级。
7，目前中国石化和中国石油的油田和气田的发现，并不是孤立的个案，背后都蕴藏着理论突破和技术突破，具有普遍意义。在十一五期间，中国石化和中国石油将迎来储量发现的高峰，在这一过程中，中国石化天然气的储量能够增加7倍，原油储量能够增加10%-20%，油气当量翻番。未来油气发现的消息将会成为股价重要的催化剂。此外，中石化07、08年的业绩分别为0.83和1.01元，其动态PE仅为18和14倍。维持中国石化强烈推荐A的评级和18元的目标价。
中石化 股价全面反映利好因素
http://www.sina.com.cn 2007年06月05日 05:35 中国证券报
□阿斯达克网络信息有限公司
花旗日前发表研究报告，表示已调高国际油价预测，当中布兰特期油价格的长期预测每桶调升55美元，加上四川普光油田的发现，将中石化（0386.HK）目标价由7.2港元调高至8.1港元。不过，中石化现股价已获全面反映，并预期今年第二季及第三季的收入将下跌，维持“沽售”评级。
花旗表示，中石化的股价由4月开始，与收入脱离关联。即使炼化毛利由每桶8.7美元跌至现时的没有利润，中石化的股价仍由4月中的7.2港元开始攀升。有趣的是，股价由今年开始，与炼化毛利背道而驰。虽然股价在1、2月时，曾因内地股市调整而下跌，但市场憧憬4月公布的首季业绩，令股价在3、4月时转强。至5月，内地QDII投资限制，可投资包括中石化H股在内的海外股票，刺激中石化股价再度上扬。不过，公司第二季业绩将于8月公布，花旗预期盈利将再次带动股价。
花旗认为，若油价维持现水平，中石化第二季盈利将大幅下滑19%，第三季亦会继续下滑。该行预期中石化第二季的经营溢利为250.86亿元(人民币，下同)，除税利溢利238.54亿元，纯利157.78亿元，每股盈利0.18元，按季下跌18.9%。
该行表示，中石化在过去3年，零售市场占有率及效益有强劲增长，并因此带动盈利增长，但效益的改善在过去两季大幅放缓，而市占率亦下降，故预料过去三年的强劲增长不能再延续。中石化的油站平均销售量由03年的1156吨，升至06年的2341吨，年复合增长率达27%。由04年第一季至06年第三季，油站销售量的按年增幅最少13%，不过去年第四季及今年第一季则分别下跌至6.2%及6.5%。油站销售增幅放缓，拖累整体零售增长，去年第四季及今年第一季的按年增幅仅为3%。批发销售的上升，显示零售市场的占有率流失。然而，批发零售毛利薄弱，以去年为例，零售汽油的毛利达每吨688元，而批发毛利只有每吨293元。
花旗指出，包括达州普光气田在内的四川东部发展项目，令中石化开发及生产业务前景获大幅改善，预期在09年成为主要收入，占整体利润的8%，至2010年将增至14%。花旗表示，内地气价的差异较大，上海市的门站气价为1.4元，而中石化去年
天然气平均价为0.94元，故能以较高价格售往上海市场。由普光输往上海的主要气管接驳出来的输气支管，为较低利润的地区供气，意味项目平均售价将低于上海的售价。不过，花旗认为项目平均售价，将于中石油（0857.HK）西气东输项目相当，即06年售价为1.29元，并于未来数年继续上升至1.63元。花旗预期，中石化四川东气田项目于08年至2010年的产量分别为3亿立方米、10亿立方米及15亿立方米，经营溢利为22亿元、69.5亿元及114.7亿元，利润为16.5亿元、52.1亿元及86.1亿元。
整体而言，花旗将中石化今后两年的收入预测调高4.1%及30.1%，预期中石化于07年至09年的经营溢利为1047.31亿元、1018.14亿元及912.76亿元，EBITDA为1441.56亿元、1438.2亿元及1378.02亿元，纯利为694.6亿元、723.4亿元及645.06亿元。
招商证券 裘孝锋
自我们率先对中国石化( 14.25,-0.24,-1.66%)塔河勘探新突破做出反应以后，其他同行也对此事件作出了评论。为了对某些分歧进行澄清，并且增加行业内对于上游的认识，我们决定再评塔河新发现，并且把对中石化原油储量的认识跟大家沟通一下。
再评：
1，对于这一发现，能够增加中石化的原油储量是多少，在计算上有一定的分歧。我们的计算是假设1.4-2亿吨是三级油气地质储量(即探明地质储量、控制地质储量和预测地质储量之和)，按照30%的收率，这一新发现的油田能够增加探明储量4亿桶。而部分同行，他的计算方式是先在1.2-2亿吨基础上乘上30%得出探明地质储量，再乘以30%得出新增储量，这样的话计算出来的数据比我们小的多。我们举中石油的冀东南堡油田为例，南堡油田共发现4个含油构造，基本落实三级油气地质储量(当量)10.2亿吨。其中：探明储量40507万吨，控制储量29834万吨，预测储量20217万吨，天然气(溶解气)地质储量1401亿立方米(折算油当量11163万吨)。按照中石油的估计，能够开采出来的原油在4-5亿吨，这样计算，以三级油气地质储量为分母，采收率能够达到40-50%。
2，此外，这个油田的重要性从它的开发方案也可以看出。初步开发方案是滚动部署90~120口高产井，建成151万~200万吨的产能阵地。2006年包含塔河油田在内的西北分公司总共的产量也就450万吨。
3，我们在前文中已经强调，这一油田的发现，从静态的财务估算来看，大致能够增加公司每股价值0.4元，影响相对有限。但是更深远的意义在于，运用海相成油理论在塔里木盆地进行勘探具有的美好的前景，这一点从中石化准备把塔河油田设千万吨级大油田的规划中可见一斑。
4，我们认为，市场对于以塔河油田为主的西北分公司储量增加的潜力判断有误。按照中国石化的计划，到2010年西北分公司的原油产量要达到800万吨，天然气产量30亿立方米。而根据中石化向美国证监会递交的20F文件来看，2006年年底西北分公司的原油储量总共才4000万吨，按照目前450万吨的产量开采，如果没有新增的原油储量，到2010年只能剩下2650万吨，如果按照800万吨的产量，只能开采三年。这个可能吗？
5，此外，我们认为中石化的原油储量的存量资源有潜力。其一，从下图可以看出，从03年06年，中国石化的新增储量中，50%左右是来自采收率的提高，这个主要跟技术进步有关。此外，另外一个存量资源就是中国储量委员会认定跟美国证监会认定之间的区别，图2是对中美储量认定差别的图示，图的上半部分是中国储委的情况，下半部分是美国证监会的规定。
图中的白色圆圈是油井，按照中国储委的认定，可以合理认为这些井附近的地表下方均含有油，可以计入探明储量，而按照美国证监会的规定，只有紫色部分才可以计入探明储量。对于新的油田如塔河油田，两者的认定会有较大的差距，如塔河油田技术可采储量为1.65亿吨，但进入年报的储量仅为0.33亿吨。这个差距又是可以通过不断的打井来缩短的。这也解释了上面为什么整个西北分公司的探明储量才4000万吨，但是产量到2010年规划到800万吨。
6，此外，在这里对国家将适时推出
燃油税进行点评。我们的判断是：第一，燃油税的出台晚于新的
成品油定价机制；第二，燃油税短期对于汽
柴油的消费量的增长有一定的压制作用，但长期影响相对有限。第三，根据我们的研究，汽柴油消费量的增长只能解释销售板块30%左右的业绩增长，更大的两部分是销售结构的优化和产品的升级。
7，目前中国石化和中国石油的油田和气田的发现，并不是孤立的个案，背后都蕴藏着理论突破和技术突破，具有普遍意义。在十一五期间，中国石化和中国石油将迎来储量发现的高峰，在这一过程中，中国石化天然气的储量能够增加7倍，原油储量能够增加10%-20%，油气当量翻番。未来油气发现的消息将会成为股价重要的催化剂。此外，中石化07、08年的业绩分别为0.83和1.01元，其动态PE仅为18和14倍。维持中国石化强烈推荐A的评级和18元的目标价。
中石化 股价全面反映利好因素
http://www.sina.com.cn 2007年06月05日 05:35 中国证券报
□阿斯达克网络信息有限公司
花旗日前发表研究报告，表示已调高国际油价预测，当中布兰特期油价格的长期预测每桶调升55美元，加上四川普光油田的发现，将中石化（0386.HK）目标价由7.2港元调高至8.1港元。不过，中石化现股价已获全面反映，并预期今年第二季及第三季的收入将下跌，维持“沽售”评级。
花旗表示，中石化的股价由4月开始，与收入脱离关联。即使炼化毛利由每桶8.7美元跌至现时的没有利润，中石化的股价仍由4月中的7.2港元开始攀升。有趣的是，股价由今年开始，与炼化毛利背道而驰。虽然股价在1、2月时，曾因内地股市调整而下跌，但市场憧憬4月公布的首季业绩，令股价在3、4月时转强。至5月，内地QDII投资限制，可投资包括中石化H股在内的海外股票，刺激中石化股价再度上扬。不过，公司第二季业绩将于8月公布，花旗预期盈利将再次带动股价。
花旗认为，若油价维持现水平，中石化第二季盈利将大幅下滑19%，第三季亦会继续下滑。该行预期中石化第二季的经营溢利为250.86亿元(人民币，下同)，除税利溢利238.54亿元，纯利157.78亿元，每股盈利0.18元，按季下跌18.9%。
该行表示，中石化在过去3年，零售市场占有率及效益有强劲增长，并因此带动盈利增长，但效益的改善在过去两季大幅放缓，而市占率亦下降，故预料过去三年的强劲增长不能再延续。中石化的油站平均销售量由03年的1156吨，升至06年的2341吨，年复合增长率达27%。由04年第一季至06年第三季，油站销售量的按年增幅最少13%，不过去年第四季及今年第一季则分别下跌至6.2%及6.5%。油站销售增幅放缓，拖累整体零售增长，去年第四季及今年第一季的按年增幅仅为3%。批发销售的上升，显示零售市场的占有率流失。然而，批发零售毛利薄弱，以去年为例，零售汽油的毛利达每吨688元，而批发毛利只有每吨293元。
花旗指出，包括达州普光气田在内的四川东部发展项目，令中石化开发及生产业务前景获大幅改善，预期在09年成为主要收入，占整体利润的8%，至2010年将增至14%。花旗表示，内地气价的差异较大，上海市的门站气价为1.4元，而中石化去年
天然气平均价为0.94元，故能以较高价格售往上海市场。由普光输往上海的主要气管接驳出来的输气支管，为较低利润的地区供气，意味项目平均售价将低于上海的售价。不过，花旗认为项目平均售价，将于中石油（0857.HK）西气东输项目相当，即06年售价为1.29元，并于未来数年继续上升至1.63元。花旗预期，中石化四川东气田项目于08年至2010年的产量分别为3亿立方米、10亿立方米及15亿立方米，经营溢利为22亿元、69.5亿元及114.7亿元，利润为16.5亿元、52.1亿元及86.1亿元。
整体而言，花旗将中石化今后两年的收入预测调高4.1%及30.1%，预期中石化于07年至09年的经营溢利为1047.31亿元、1018.14亿元及912.76亿元，EBITDA为1441.56亿元、1438.2亿元及1378.02亿元，纯利为694.6亿元、723.4亿元及645.06亿元。
电力行业：太阳能发电产业发展前景广阔
http://www.sina.com.cn 2007年06月05日 13:18 银河证券
银河证券 邹序元
投资要点：
能源是现代社会存在和发展的基石。随着全球经济社会的不断发展，能源消费也相应的持续增长。随着时间的推移，化石能源的稀缺性越来越突显，且这种稀缺性也逐渐在能源商品的价格上反应出来。在化石能源供应日趋紧张的背景下，大规模的开发和利用可再生能源已成为未来各国能源战略中的重要组成部分。
太阳能是人类取之不尽用之不竭的可再生能源，具有充分的清洁性、绝对的安全性、相对的广泛性、确实的长寿命和免维护性、资源的充足性及潜在的经济性等优点，在长期的能源战略中具有重要地位。
我们对太阳能的利用大致可以分为光热转换和光电转换两种方式，其中，光电利用(光伏发电)是近些年来发展最快，也是最具经济潜力的能源开发领域。太阳能电池是光伏发电系统中的关键部分，包括硅系太阳电池(单晶硅、多晶硅、非晶硅电池)和非硅系太阳能电池等。多晶硅薄膜电池由于所使用的硅材料较少，又无效率衰退问题，并且可以在廉价衬底材料上制备，其成本远低于单晶硅电池，经济效益较好。此外，非多晶硅薄膜电池也具有极大的发展潜力。
在晶体硅太阳能电池的产业链上分布着晶硅制备、硅片生产、电池制造、组件封装四个环节。上游环节的企业掌握技术优势，具有较强的议价能力，可以通过提高产品价格将成本压力向下游传导，从而保证自身获得较高的盈利能力。非多晶硅薄膜电池可以用IC废料作为原料，成本低廉。
在各国政府的扶持下，世界太阳能电池产量快速增长，1995-2005年间，全球太阳能电池产量增长了17倍。我们预计，2010年全球太阳能电池的年产量有望较2005年的年产量增长6.3倍，整个行业的销售收入有望增长3.5倍。
我国太阳能资源非常丰富，开发利用的潜力非常大。我国太阳能发电产业的应用空间也非常广阔，可以应用于并网发电、与建材结合、解决边远地区用电困难问题等。我国政府对太阳能发电产业也给予了充分的扶持，先后出台了一系列法律、政策，有力的支持了产业的发展。
2005年后，我国太阳能发电产业有了突飞猛进的发展，无锡尚德、天威英利、新光硅业、浙江中意、赛维LDK、新疆新能源、常州天合、天津京瓷等公司纷纷进入成长期，生产规模不断扩大，技术水平不断提高，企业
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竞争力不断增强。
目前，各国市场均给予太阳能发电相关公司较高的估值水平，从一个侧面也反映出各国投资者对这一产业发展前景乐观的预期。我国太阳能发电产业正处在成长初期，发展前景广阔。
一、世界能源供应紧张，发展可再生能源
急迫能源是现代社会存在和发展的基石。随着全球经济社会的不断发展，能源消费也相应的持续增长。跟据美国能源情报署的预测，2001年至2025年间，全球能源消费总量将从102.4亿□油当量增加到162亿□油当量，增幅54%。目前，化石能源(石油、煤炭、天然气等)是全球能源消费的主要组成部分，其消费总量逐年攀升。但是，化石能源是不可再生的，且储量有限，其产量的萎缩不可避免。根据《BP世界能源统计2006》的统计数据，全球石油探明储量可供生产40多年，天然气和煤炭分别可以供应65年和155年。随着时间的推移，化石能源的稀缺性越来越突显，且这种稀缺性也逐渐在能源商品的价格上反应出来。
能源供应的紧张和价格的高涨对能源消费大国有着深刻的影响。作为全球能源市场日趋重要的组成部分，目前我国的能源消费量已占世界能源消费总量的15%。据预测，目前我国主要能源煤炭、石油和天然气的储采比大致为全球平均水平的50%、40%和70%左右，均早于全球化石能源枯竭速度，能源安全问题越发重要。此外，化石能源利用所产生的污染环境、温室效应等问题也是困扰我国社会经济发展的重要因素。
在化石能源供应日趋紧张的背景下，世界各国均努力寻求稳定充足的能源供应，其中大规模的开发和利用可再生能源已成为未来各国能源战略中的重要组成部分。从世界可再生能源的利用与发展趋势看，风能、太阳能和生物质能发展最快，产业前景最好，其开发利用增长率远高于常规能源。
太阳能是人类取之不尽用之不竭的可再生能源，也是清洁能源。从理论上看，太阳能每秒钟到达地面的能量高达80万千瓦，如转化为电能，则每年的发电量相当于目前世界上能耗的40倍。此外，太阳能具有充分的清洁性、绝对的安全性、相对的广泛性、确实的长寿命和免维护性、资源的充足性及潜在的经济性等优点，因此，国际上普遍认为，在长期的能源战略中，太阳能具有更重要的地位。
二、太阳能利用和太阳能电池
1、太阳能的利用截至目前，我们对太阳能的利用大致可以分为光热转换和光电转换两种方式，其中，光电利用是近些年来发展最快，也是最具经济潜力的能源开发领域。光电转换(即光伏发电)的原理是利用半导体界面(硅材料或其他材料)的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术，其优点是较少受地域限制，还具有安全可靠、无噪声、低污染、无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电及建设同期短的优点。
光伏发电系统主要由太阳能电池、蓄电池、控制器和逆变器构成。光伏发电系统可分为独立太阳能光伏发电系统和并网太阳能光伏发电系统：独立太阳能光伏发电是指太阳能光伏发电不与电网连接的发电方式，典型特征为需要蓄电池来存储能量，在民用范围内主要用于边远的乡村，如家庭系统、村级太阳能光伏电站；在工业范围内主要用于电讯、卫星广播电视、太阳能水泵，在具备风力发电和小水电的地区还可以组成混合发电系统等。并网太阳能光伏发电是指太阳能光伏发电连接到国家电网的发电的方式，成为电网的补充。
2、太阳能电池太阳能电池是光伏发电系统中的关键部分，根据所用材料的不同，可分为硅系太阳能电池和非硅太阳能电池两大类。硅系太阳能电池应用广泛，技术相对成熟，几乎占据了全部太阳能电池市场。非硅太阳能电池包括多元化合物太阳能电池；功能高分子材料太阳能电池；纳米晶太阳能电池等，这些材质的电池多处于实验室研发阶段，尚未规模应用。
(1)硅系太阳能电池硅系太阳能电池包括单晶硅电池、多晶硅薄膜电池和非多晶硅薄膜电池。其中，单晶硅大阳能电池转换效率最高，技术也最为成熟。高性能单晶硅电池是在高质量单晶硅材料和相关的成热的加工处理工艺基础上形成的，具有最高的转换效率(光电转换率可以达到23%)，在现阶段的大规模应用和工业生产中占据主导地位。但是，通常的单晶体硅太阳能电池是在厚度350-450m的高质量硅片上制成的，这种硅片由硅锭锯割而成，消耗的硅材料较多。因此，受硅材料价格持续上涨影响，单晶硅电池成本居高不下，阻碍了其大规模发展。为了节省高质量的硅材料，现在各国均在寻找单晶硅电池的替代产品，其中多晶硅薄膜太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池是较好的选择。
制备多晶硅薄膜电池多采用化学气相沉积法，包括低压化学气相沉积(LPCVD)和等离子增强化学气相沉积(PECVD)工艺。多晶硅薄膜电池由于所使用的硅材料较单晶硅少，又无效率衰退问题，并且可以在廉价衬底材料上制备，其成本远低于单晶硅电池，且光电转换效率可以达到17%，经济效益较好。可以预见，多晶硅薄膜电池将会取代单晶硅电池，成为太阳能电池市场中的主要品种。
非晶硅薄膜太阳能电池于20世纪70年代中期开发成功，80年代其生产曾达到高潮，约占当时全球太阳能电池总量的20%左右，但由于非晶硅太阳能电池转化效率低于晶体硅太阳能电池，而且非晶硅太阳能电池存在光致衰减效应的缺点(光电转换效率会随着光照时间的延续而衰减)，其发展速度逐步放缓。目前，非晶硅薄膜太阳能电池产量约占全球太阳能电池总量的12%左右。非晶硅薄膜太阳能电池更少的使用硅材料，成本低，便于大规模生产，而且近期在转换效率方面也有较大突破：最优技术下的第一、三叠层结构非晶硅太阳能电池转换效率达到了13%，缩小了与多晶硅电池在转换效率上的差距。因此，在硅材料价格持续上涨的背景下，非多晶硅重新得到人们的重视。我们认为，非晶硅太阳能电池仍然有着巨大的发展潜力，未来将成为太阳能电池的重要组成部分之一。
(2)非硅太阳能电池非硅太阳能电池包括多元化合物太阳能电池；聚合物多层修饰电极型太阳能电池；纳米晶太阳能电池等。多元化合物薄膜太阳能电池主要包括砷化镓III-V族化合物、硫化镉、硫化镉及铜锢硒薄膜电池等。其中，硫化镉、碲化镉多晶薄膜电池的效率较非晶硅薄膜太阳能电池效率高，成本较单晶硅电池低，也可以大规模生产，但是，金属镉有剧毒，会对环境造成严重污染，因此，目前镉系太阳能电池并不适合大规模生产。
聚合物多层修饰电极型太阳能电池的工作原理是利用不同氧化还原型聚合物的不同氧化还原电势，在导电材料(电极)表面进行多层复合，制成单向导电装置。这种电池的优点是有机材料柔性好，制作容易，材料来源广泛，成本低等，但是，其使用寿命和电池效率都不能和无机材料特别是硅电池相比。因此，聚合物太阳能电池能否发展成为具有实用意义的产品，还有待研究。
纳米TiO2晶体化学能太阳能电池是目前学术界研究的重点方向之一。纳米晶TiO2工作原理是：染料分子吸收太阳光能跃迁到激发态，激发态不稳定，电子快速注入到紧邻的TiO2导带，染料中失去的电子则很快从电解质中得到补偿，进入TiO2导带中的电于最终进入导电膜，然后通过外回路产生光电流。纳米晶TiO2太阳能电池的优点是成本低(制作成本为硅太阳电池的1/5-1/10)、工艺简单、稳定好。但是，其光电效率在10%左右，低于非晶硅电池，而且此类电池的研究和开发刚刚起步，能否产业化尚待观察。
三、太阳能电池产业链分析
在晶体硅太阳能电池的产业链上分布着晶硅制备(单晶硅、多晶硅、非多晶硅薄膜)、硅片生产、电池制造、组件封装四个环节。产业链最上游是太阳能晶硅制备，这个环节技术门槛高(尤其是多晶硅)，具有一定垄断性，Hemlock、Wacker、Tokuyama、REC、MEMC、Misubishi和Sumitomo等公司掌握晶硅制备技术，占据全球太阳能多晶硅总产量的95%以上。第二个环节是硅片(Wafer)生产。这一环节的主要技术流程包括铸锭(或单晶生长)、切方滚磨、用多线切割机切片、化学腐蚀抛光，其中铸锭(或单晶生长)环节属于高能耗，切割机等的投资规模相对较大，具有工艺、资金方面的壁垒。在这个环节中Sharp、Q-cells、BP Solar、Deutsche Solar、Kyocera等公司占据较大的市场份额。我国的，天威英利是这个领域的竞争者之一，具备生产单晶硅片的能力，技术难度仅次于多晶硅的制造。第三个层次是太阳能电池制造，我国的代表企业是无锡尚德和天威英利，产能、产量都属于全球主流的太阳能电池制造商。第四个环节是组件封装，技术含量相对较低，进入门槛低，属于劳动力密集型产业，国内有较多企业参与这个市场。
在整个产业链中，上游环节的企业掌握技术优势，具有较强的议价能力。在硅材料价格持续上涨的情况下，上游企业(如晶硅、硅片生产商)可以通过提高产品价格将成本压力向下游传导，从而保证自身获得较高的盈利能力；下游的组件封装厂商议价能力相对较弱，在成本传导不畅的情况下，其盈利能力会受到影响。
非晶硅与晶硅相比，最大的区别在其工艺是将粗硅料制备为硅烷气体，然后直接将硅烷气体进行玻璃镀膜，最后制作电极和封装。非多晶硅工艺相对简单，产业链上环节较少，且材料可以为IC废料，成本较低。
提高转换效率、降低成本是太阳能电池制备中考虑的两个主要因素。对于我国硅系太阳能电池产业来说，从技术层面提高转换效率的难度很大，何时能够取得技术突破较难预测。相比之下，通过提高工艺水平降低成本更加可期，这也是我国太阳能电池产业可以寻求突破的环节。
四、太阳能发电产业发展现状及趋势
1、全球太阳能发电产业发展现状及趋势在化石能源日益稀缺的背景下，各国均大力发展太阳能利用，其中日本、欧洲国家(德国)和美国等经济发达、能源消耗大的国家起步较早，在技术和应用上都处于领先地位。由于太阳能发电成本较传统能源高，因此需要政府给予政策扶持。从20世纪90年代末开始，欧美、日本等国家纷纷实行“阳光计划”，在太阳能发电的价格、税收、发展基金等方面给予较大优惠。同时，在政府资助下，欧洲一些高水平的研究机构也加大了太阳能能源利用的研究。
欧美、日本等国家还制定了长期的能源发展战略，对太阳能的发展进行了长期规划。1997年6月美国提出“百万太阳能屋顶计划”，计划到2010年将在100万个屋顶或建筑物其他可能的部位安装太阳能系统，包括太阳能光伏发电系统、太阳能热水系统和太阳能空气集热系统。欧洲也于1997年左右也宣布了百万屋顶计划，其中，在太阳能利用领域领先的德国联合政府在欧洲百万屋顶的框架下于1998年10月提出了计划──在6年内安装10万套太阳能屋顶系统，总容量在300-500MV，每个屋顶约3-5KW。日本政府的计划目标是，到2010年安装500MW屋顶光伏发电系统。
在各国政府的扶持下，世界太阳能电池产量快速增长，1995-2005年间，全球太阳能电池产量增长了17倍。2005年，全球太阳能电池年产量达到了1650兆瓦，累计装机发电容量超过5GW，其中，日本太阳能电池产量达到762兆瓦，增长率为27%；欧洲产量增加48%，达到了464兆瓦；美国增加12%，达到了156兆瓦；世界其他地区增加96%，达到了274兆瓦。我们预计，2010年全球太阳能电池的年产量有望达到10400兆瓦，较2005年的年产量增长6.3倍；整个行业的销售收入有望在2005-2010年间，从130亿美元提高至450亿美元，在未来5年内增长3.5倍。同时，受益于规模经济、生产效率和工艺水平的提高，整个产业链的成本都有望下降，行业利润率有望保持在较高水平上。
2、我国太阳能发电产业发展现状及趋势
我国太阳能资源非常丰富，大多数地区年平均日辐射量在每平方米4千瓦时以上，理论储量达每年1.7万亿□标准煤，太阳能资源开发利用的潜力非常广阔。从全国太阳年辐射总量的分布来看，青藏高原和西北地区、华北地区、东北大部以及云南、广东、海南等部分低纬度地带均为太阳能资源丰富或较丰富的地区。
我国太阳能发电产业的应用空间也非常广阔。第一，我国有荒漠面积100余万平方公里，主要分布在光照资源丰富的西北地区，如果利用荒漠安装并网太阳能发电系统则可以提供非常可观的电量。第二，太阳电池组件不仅可以作为能源设备，还可作为屋面和墙面材料，既供电节能，又节省了建材，具有良好的经济效益。第三，迄今我国边远地区仍有较多居民尚未用电，如果单纯依靠架设电网供电，则成本高，建设周期长，不经济。太阳能发电无需架设输电线路，且建设周期短，可以有效解决边远地区用电的难题。
我国政府对太阳能产业也给予了充分的扶持。2006年1月，《中华人民共和国可再生能源法》正式实施，此法在资源调查与发展规划、产业指导与技术支持、推广与应用、价格管理与费用分摊、经济激励与监督措施、法律责任等方面做出了规定。随后，国家又陆续出台了《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》、《可再生能源建筑应用专项资金管理暂行办法》等支持可再生能源发展的实施细则，使国家在可再生能源领域方面的扶持政策日趋明朗化。这一系列法律、政策无疑有力的支持了我国太阳能发电产业的发展。
近20年来，我国太阳能发电产业长期维持在全球市场1%左右的份额。2005年后，产业有了突飞猛进的发展，无锡尚德、天威英利、新光硅业、赛维LDK、新疆新能源、常州天合、天津京瓷等公司纷纷进入成长期，生产规模不断扩大，技术水平不断提高，企业竞争力不断增强。而且，浙江、保定、四川等地的公司已经开始多晶硅太阳电池的生产或试车，市场上形成了单晶硅和多晶硅两种主打电池产品的局面。目前，我国非多晶硅薄膜电池产业也展现出迅猛发展的势头，很多国内公司通过与国外公司的合作已经开始进行或计划进行非多晶硅薄膜电池项目的投资。
五、各国主要太阳能发电产业相关厂商情况日本、欧洲、美国是太阳能发电产业发展领先的国家，涌现出一批优秀的公司。
Sharp夏普(日本)是全球最大的太阳能公司。2006年，公司实现营业收入237亿美元(太阳能业务收入约占7%)，净利润7.52亿美元，目前静态市盈率24倍，市净率2.12倍。
Kyocera京磁(日本)是全球第2大太阳能公司。2006年，公司实现营业收入100亿美元(太阳能业务收入约占8%)，净利润5.9亿美元，目前静态市盈率21倍，市净率1.4倍。
Conergy AG(德国)是世界最大的太阳能批发商，德国太阳能系统安装的领导者。2006年，公司实现营业收入7.52亿欧元，净利润0.3亿欧元，分别同比增长42%和12%，目前静态市盈率52倍，市净率8.74倍。
SolarWorld(德国)是德国领先的太阳能公司之一。2006年，公司实现营业收入6.79亿美元，净利润1.72亿美元，目前静态市盈率26倍，市净率5.7倍。
MEMC(美国)是全球最大的硅料制造商之一，2006年，公司实现营业收入15.4亿美元，净利润3.7亿美元，目前静态市盈率30倍，市净率10倍。
Motech茂迪(中国台湾)是台湾地区领先的电池和组件企业，2006年，公司实现营业收入1.36亿美元，净利润0.35亿美元，目前静态市盈率42倍，市净率23倍。
Evergreen Solar(美国)是世界领先的硅切片生产商，拥有先进的工艺技术。2006年公司实现营业收入1.03亿美元，同比增长134%，亏损0.27亿美元。目前公司总市值为6.6亿美元，市净率为6.7倍。
近2-3年间我国太阳能发电产业发展迅猛，也涌现出一批优秀的公司(如下表1)。其中，无锡尚德、中电光伏、常州天合、林洋新能源、赛维LDK等公司还先后在海外市场挂牌上市。
无锡尚德主要从事晶体硅太阳电池、组件以及光伏发电系统的研究，制造和销售。2005年12月14日，公司在美国纽约
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证券交易所上市，成为中国内地首家在纽交所上市的非国有高科技企业。2006年，尚德公司太阳电池产能位列全球第四位。当年，公司实现营业收入5.98亿美元，净利润1.06亿美元，目前静态市盈率52倍，市净率为8倍。
中电光伏是中电电气与
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澳大利亚博士团队于2004年6月合作创立的一家集太阳电池的研发、制造、为一体的高新技术企业，2007年5月在美国纳斯达克上市。目前，公司拥有6条太阳电池生产线，年生产能力为192MW，位居全国第二。2006年，公司实现营业收入1.50亿美元，净利润0.12亿美元，目前静态市盈率22倍。
常州天合位于江苏常州电子产业园，在美国纽约证券交易所上市。公司业务涉及单晶、硅片、组件和系统安装，实现了光伏产业链的垂直一体化整合。2006年，公司实现营业收入1.43亿美元，净利润0.12亿美元，目前静态市盈率58倍，市净率为6.1倍。
江苏林洋新能源有限公司成立于2004年8月，是一家集太阳能电池片、电池组件的研发，生产，销售为一体的企业，2006年末在美国上市。2006年，公司实现营业收入0.82亿美元，净利润0.13亿美元，目前静态市盈率26倍，市净率为2.7倍。
赛维LDK太阳能高科技公司是目前亚洲规模最大的太阳能多晶硅片生产企业(2006年10月产能达到200兆瓦)，拥有国际最先进的生产技术和设备。公司拥有稳定原材料供应，专注于生产最经济的太阳能多晶硅片，正致力于发展成为一个“世界级光伏企业”。
从上述公司的基本情况中可以看到，目前各国市场均给予太阳能发电相关公司较高的估值水平，从一个侧面也反映出各国投资者对这一产业发展前景乐观的预期。我国太阳能发电产业正处在成长初期，发展前景广阔。
银河证券 邹序元
投资要点：
能源是现代社会存在和发展的基石。随着全球经济社会的不断发展，能源消费也相应的持续增长。随着时间的推移，化石能源的稀缺性越来越突显，且这种稀缺性也逐渐在能源商品的价格上反应出来。在化石能源供应日趋紧张的背景下，大规模的开发和利用可再生能源已成为未来各国能源战略中的重要组成部分。
太阳能是人类取之不尽用之不竭的可再生能源，具有充分的清洁性、绝对的安全性、相对的广泛性、确实的长寿命和免维护性、资源的充足性及潜在的经济性等优点，在长期的能源战略中具有重要地位。
我们对太阳能的利用大致可以分为光热转换和光电转换两种方式，其中，光电利用(光伏发电)是近些年来发展最快，也是最具经济潜力的能源开发领域。太阳能电池是光伏发电系统中的关键部分，包括硅系太阳电池(单晶硅、多晶硅、非晶硅电池)和非硅系太阳能电池等。多晶硅薄膜电池由于所使用的硅材料较少，又无效率衰退问题，并且可以在廉价衬底材料上制备，其成本远低于单晶硅电池，经济效益较好。此外，非多晶硅薄膜电池也具有极大的发展潜力。
在晶体硅太阳能电池的产业链上分布着晶硅制备、硅片生产、电池制造、组件封装四个环节。上游环节的企业掌握技术优势，具有较强的议价能力，可以通过提高产品价格将成本压力向下游传导，从而保证自身获得较高的盈利能力。非多晶硅薄膜电池可以用IC废料作为原料，成本低廉。
在各国政府的扶持下，世界太阳能电池产量快速增长，1995-2005年间，全球太阳能电池产量增长了17倍。我们预计，2010年全球太阳能电池的年产量有望较2005年的年产量增长6.3倍，整个行业的销售收入有望增长3.5倍。
我国太阳能资源非常丰富，开发利用的潜力非常大。我国太阳能发电产业的应用空间也非常广阔，可以应用于并网发电、与建材结合、解决边远地区用电困难问题等。我国政府对太阳能发电产业也给予了充分的扶持，先后出台了一系列法律、政策，有力的支持了产业的发展。
2005年后，我国太阳能发电产业有了突飞猛进的发展，无锡尚德、天威英利、新光硅业、浙江中意、赛维LDK、新疆新能源、常州天合、天津京瓷等公司纷纷进入成长期，生产规模不断扩大，技术水平不断提高，企业
Top of Form 1
Bottom of Form 1
竞争力不断增强。
目前，各国市场均给予太阳能发电相关公司较高的估值水平，从一个侧面也反映出各国投资者对这一产业发展前景乐观的预期。我国太阳能发电产业正处在成长初期，发展前景广阔。
一、世界能源供应紧张，发展可再生能源
急迫能源是现代社会存在和发展的基石。随着全球经济社会的不断发展，能源消费也相应的持续增长。跟据美国能源情报署的预测，2001年至2025年间，全球能源消费总量将从102.4亿□油当量增加到162亿□油当量，增幅54%。目前，化石能源(石油、煤炭、天然气等)是全球能源消费的主要组成部分，其消费总量逐年攀升。但是，化石能源是不可再生的，且储量有限，其产量的萎缩不可避免。根据《BP世界能源统计2006》的统计数据，全球石油探明储量可供生产40多年，天然气和煤炭分别可以供应65年和155年。随着时间的推移，化石能源的稀缺性越来越突显，且这种稀缺性也逐渐在能源商品的价格上反应出来。
能源供应的紧张和价格的高涨对能源消费大国有着深刻的影响。作为全球能源市场日趋重要的组成部分，目前我国的能源消费量已占世界能源消费总量的15%。据预测，目前我国主要能源煤炭、石油和天然气的储采比大致为全球平均水平的50%、40%和70%左右，均早于全球化石能源枯竭速度，能源安全问题越发重要。此外，化石能源利用所产生的污染环境、温室效应等问题也是困扰我国社会经济发展的重要因素。
在化石能源供应日趋紧张的背景下，世界各国均努力寻求稳定充足的能源供应，其中大规模的开发和利用可再生能源已成为未来各国能源战略中的重要组成部分。从世界可再生能源的利用与发展趋势看，风能、太阳能和生物质能发展最快，产业前景最好，其开发利用增长率远高于常规能源。
太阳能是人类取之不尽用之不竭的可再生能源，也是清洁能源。从理论上看，太阳能每秒钟到达地面的能量高达80万千瓦，如转化为电能，则每年的发电量相当于目前世界上能耗的40倍。此外，太阳能具有充分的清洁性、绝对的安全性、相对的广泛性、确实的长寿命和免维护性、资源的充足性及潜在的经济性等优点，因此，国际上普遍认为，在长期的能源战略中，太阳能具有更重要的地位。
二、太阳能利用和太阳能电池
1、太阳能的利用截至目前，我们对太阳能的利用大致可以分为光热转换和光电转换两种方式，其中，光电利用是近些年来发展最快，也是最具经济潜力的能源开发领域。光电转换(即光伏发电)的原理是利用半导体界面(硅材料或其他材料)的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术，其优点是较少受地域限制，还具有安全可靠、无噪声、低污染、无需消耗燃料和架设输电线路即可就地发电供电及建设同期短的优点。
光伏发电系统主要由太阳能电池、蓄电池、控制器和逆变器构成。光伏发电系统可分为独立太阳能光伏发电系统和并网太阳能光伏发电系统：独立太阳能光伏发电是指太阳能光伏发电不与电网连接的发电方式，典型特征为需要蓄电池来存储能量，在民用范围内主要用于边远的乡村，如家庭系统、村级太阳能光伏电站；在工业范围内主要用于电讯、卫星广播电视、太阳能水泵，在具备风力发电和小水电的地区还可以组成混合发电系统等。并网太阳能光伏发电是指太阳能光伏发电连接到国家电网的发电的方式，成为电网的补充。
2、太阳能电池太阳能电池是光伏发电系统中的关键部分，根据所用材料的不同，可分为硅系太阳能电池和非硅太阳能电池两大类。硅系太阳能电池应用广泛，技术相对成熟，几乎占据了全部太阳能电池市场。非硅太阳能电池包括多元化合物太阳能电池；功能高分子材料太阳能电池；纳米晶太阳能电池等，这些材质的电池多处于实验室研发阶段，尚未规模应用。
(1)硅系太阳能电池硅系太阳能电池包括单晶硅电池、多晶硅薄膜电池和非多晶硅薄膜电池。其中，单晶硅大阳能电池转换效率最高，技术也最为成熟。高性能单晶硅电池是在高质量单晶硅材料和相关的成热的加工处理工艺基础上形成的，具有最高的转换效率(光电转换率可以达到23%)，在现阶段的大规模应用和工业生产中占据主导地位。但是，通常的单晶体硅太阳能电池是在厚度350-450m的高质量硅片上制成的，这种硅片由硅锭锯割而成，消耗的硅材料较多。因此，受硅材料价格持续上涨影响，单晶硅电池成本居高不下，阻碍了其大规模发展。为了节省高质量的硅材料，现在各国均在寻找单晶硅电池的替代产品，其中多晶硅薄膜太阳能电池和非晶硅薄膜太阳能电池是较好的选择。
制备多晶硅薄膜电池多采用化学气相沉积法，包括低压化学气相沉积(LPCVD)和等离子增强化学气相沉积(PECVD)工艺。多晶硅薄膜电池由于所使用的硅材料较单晶硅少，又无效率衰退问题，并且可以在廉价衬底材料上制备，其成本远低于单晶硅电池，且光电转换效率可以达到17%，经济效益较好。可以预见，多晶硅薄膜电池将会取代单晶硅电池，成为太阳能电池市场中的主要品种。
非晶硅薄膜太阳能电池于20世纪70年代中期开发成功，80年代其生产曾达到高潮，约占当时全球太阳能电池总量的20%左右，但由于非晶硅太阳能电池转化效率低于晶体硅太阳能电池，而且非晶硅太阳能电池存在光致衰减效应的缺点(光电转换效率会随着光照时间的延续而衰减)，其发展速度逐步放缓。目前，非晶硅薄膜太阳能电池产量约占全球太阳能电池总量的12%左右。非晶硅薄膜太阳能电池更少的使用硅材料，成本低，便于大规模生产，而且近期在转换效率方面也有较大突破：最优技术下的第一、三叠层结构非晶硅太阳能电池转换效率达到了13%，缩小了与多晶硅电池在转换效率上的差距。因此，在硅材料价格持续上涨的背景下，非多晶硅重新得到人们的重视。我们认为，非晶硅太阳能电池仍然有着巨大的发展潜力，未来将成为太阳能电池的重要组成部分之一。
(2)非硅太阳能电池非硅太阳能电池包括多元化合物太阳能电池；聚合物多层修饰电极型太阳能电池；纳米晶太阳能电池等。多元化合物薄膜太阳能电池主要包括砷化镓III-V族化合物、硫化镉、硫化镉及铜锢硒薄膜电池等。其中，硫化镉、碲化镉多晶薄膜电池的效率较非晶硅薄膜太阳能电池效率高，成本较单晶硅电池低，也可以大规模生产，但是，金属镉有剧毒，会对环境造成严重污染，因此，目前镉系太阳能电池并不适合大规模生产。
聚合物多层修饰电极型太阳能电池的工作原理是利用不同氧化还原型聚合物的不同氧化还原电势，在导电材料(电极)表面进行多层复合，制成单向导电装置。这种电池的优点是有机材料柔性好，制作容易，材料来源广泛，成本低等，但是，其使用寿命和电池效率都不能和无机材料特别是硅电池相比。因此，聚合物太阳能电池能否发展成为具有实用意义的产品，还有待研究。
纳米TiO2晶体化学能太阳能电池是目前学术界研究的重点方向之一。纳米晶TiO2工作原理是：染料分子吸收太阳光能跃迁到激发态，激发态不稳定，电子快速注入到紧邻的TiO2导带，染料中失去的电子则很快从电解质中得到补偿，进入TiO2导带中的电于最终进入导电膜，然后通过外回路产生光电流。纳米晶TiO2太阳能电池的优点是成本低(制作成本为硅太阳电池的1/5-1/10)、工艺简单、稳定好。但是，其光电效率在10%左右，低于非晶硅电池，而且此类电池的研究和开发刚刚起步，能否产业化尚待观察。
三、太阳能电池产业链分析
在晶体硅太阳能电池的产业链上分布着晶硅制备(单晶硅、多晶硅、非多晶硅薄膜)、硅片生产、电池制造、组件封装四个环节。产业链最上游是太阳能晶硅制备，这个环节技术门槛高(尤其是多晶硅)，具有一定垄断性，Hemlock、Wacker、Tokuyama、REC、MEMC、Misubishi和Sumitomo等公司掌握晶硅制备技术，占据全球太阳能多晶硅总产量的95%以上。第二个环节是硅片(Wafer)生产。这一环节的主要技术流程包括铸锭(或单晶生长)、切方滚磨、用多线切割机切片、化学腐蚀抛光，其中铸锭(或单晶生长)环节属于高能耗，切割机等的投资规模相对较大，具有工艺、资金方面的壁垒。在这个环节中Sharp、Q-cells、BP Solar、Deutsche Solar、Kyocera等公司占据较大的市场份额。我国的，天威英利是这个领域的竞争者之一，具备生产单晶硅片的能力，技术难度仅次于多晶硅的制造。第三个层次是太阳能电池制造，我国的代表企业是无锡尚德和天威英利，产能、产量都属于全球主流的太阳能电池制造商。第四个环节是组件封装，技术含量相对较低，进入门槛低，属于劳动力密集型产业，国内有较多企业参与这个市场。
在整个产业链中，上游环节的企业掌握技术优势，具有较强的议价能力。在硅材料价格持续上涨的情况下，上游企业(如晶硅、硅片生产商)可以通过提高产品价格将成本压力向下游传导，从而保证自身获得较高的盈利能力；下游的组件封装厂商议价能力相对较弱，在成本传导不畅的情况下，其盈利能力会受到影响。
非晶硅与晶硅相比，最大的区别在其工艺是将粗硅料制备为硅烷气体，然后直接将硅烷气体进行玻璃镀膜，最后制作电极和封装。非多晶硅工艺相对简单，产业链上环节较少，且材料可以为IC废料，成本较低。
提高转换效率、降低成本是太阳能电池制备中考虑的两个主要因素。对于我国硅系太阳能电池产业来说，从技术层面提高转换效率的难度很大，何时能够取得技术突破较难预测。相比之下，通过提高工艺水平降低成本更加可期，这也是我国太阳能电池产业可以寻求突破的环节。
四、太阳能发电产业发展现状及趋势
1、全球太阳能发电产业发展现状及趋势在化石能源日益稀缺的背景下，各国均大力发展太阳能利用，其中日本、欧洲国家(德国)和美国等经济发达、能源消耗大的国家起步较早，在技术和应用上都处于领先地位。由于太阳能发电成本较传统能源高，因此需要政府给予政策扶持。从20世纪90年代末开始，欧美、日本等国家纷纷实行“阳光计划”，在太阳能发电的价格、税收、发展基金等方面给予较大优惠。同时，在政府资助下，欧洲一些高水平的研究机构也加大了太阳能能源利用的研究。
欧美、日本等国家还制定了长期的能源发展战略，对太阳能的发展进行了长期规划。1997年6月美国提出“百万太阳能屋顶计划”，计划到2010年将在100万个屋顶或建筑物其他可能的部位安装太阳能系统，包括太阳能光伏发电系统、太阳能热水系统和太阳能空气集热系统。欧洲也于1997年左右也宣布了百万屋顶计划，其中，在太阳能利用领域领先的德国联合政府在欧洲百万屋顶的框架下于1998年10月提出了计划──在6年内安装10万套太阳能屋顶系统，总容量在300-500MV，每个屋顶约3-5KW。日本政府的计划目标是，到2010年安装500MW屋顶光伏发电系统。
在各国政府的扶持下，世界太阳能电池产量快速增长，1995-2005年间，全球太阳能电池产量增长了17倍。2005年，全球太阳能电池年产量达到了1650兆瓦，累计装机发电容量超过5GW，其中，日本太阳能电池产量达到762兆瓦，增长率为27%；欧洲产量增加48%，达到了464兆瓦；美国增加12%，达到了156兆瓦；世界其他地区增加96%，达到了274兆瓦。我们预计，2010年全球太阳能电池的年产量有望达到10400兆瓦，较2005年的年产量增长6.3倍；整个行业的销售收入有望在2005-2010年间，从130亿美元提高至450亿美元，在未来5年内增长3.5倍。同时，受益于规模经济、生产效率和工艺水平的提高，整个产业链的成本都有望下降，行业利润率有望保持在较高水平上。
2、我国太阳能发电产业发展现状及趋势
我国太阳能资源非常丰富，大多数地区年平均日辐射量在每平方米4千瓦时以上，理论储量达每年1.7万亿□标准煤，太阳能资源开发利用的潜力非常广阔。从全国太阳年辐射总量的分布来看，青藏高原和西北地区、华北地区、东北大部以及云南、广东、海南等部分低纬度地带均为太阳能资源丰富或较丰富的地区。
我国太阳能发电产业的应用空间也非常广阔。第一，我国有荒漠面积100余万平方公里，主要分布在光照资源丰富的西北地区，如果利用荒漠安装并网太阳能发电系统则可以提供非常可观的电量。第二，太阳电池组件不仅可以作为能源设备，还可作为屋面和墙面材料，既供电节能，又节省了建材，具有良好的经济效益。第三，迄今我国边远地区仍有较多居民尚未用电，如果单纯依靠架设电网供电，则成本高，建设周期长，不经济。太阳能发电无需架设输电线路，且建设周期短，可以有效解决边远地区用电的难题。
我国政府对太阳能产业也给予了充分的扶持。2006年1月，《中华人民共和国可再生能源法》正式实施，此法在资源调查与发展规划、产业指导与技术支持、推广与应用、价格管理与费用分摊、经济激励与监督措施、法律责任等方面做出了规定。随后，国家又陆续出台了《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》、《可再生能源建筑应用专项资金管理暂行办法》等支持可再生能源发展的实施细则，使国家在可再生能源领域方面的扶持政策日趋明朗化。这一系列法律、政策无疑有力的支持了我国太阳能发电产业的发展。
近20年来，我国太阳能发电产业长期维持在全球市场1%左右的份额。2005年后，产业有了突飞猛进的发展，无锡尚德、天威英利、新光硅业、赛维LDK、新疆新能源、常州天合、天津京瓷等公司纷纷进入成长期，生产规模不断扩大，技术水平不断提高，企业竞争力不断增强。而且，浙江、保定、四川等地的公司已经开始多晶硅太阳电池的生产或试车，市场上形成了单晶硅和多晶硅两种主打电池产品的局面。目前，我国非多晶硅薄膜电池产业也展现出迅猛发展的势头，很多国内公司通过与国外公司的合作已经开始进行或计划进行非多晶硅薄膜电池项目的投资。
五、各国主要太阳能发电产业相关厂商情况日本、欧洲、美国是太阳能发电产业发展领先的国家，涌现出一批优秀的公司。
Sharp夏普(日本)是全球最大的太阳能公司。2006年，公司实现营业收入237亿美元(太阳能业务收入约占7%)，净利润7.52亿美元，目前静态市盈率24倍，市净率2.12倍。
Kyocera京磁(日本)是全球第2大太阳能公司。2006年，公司实现营业收入100亿美元(太阳能业务收入约占8%)，净利润5.9亿美元，目前静态市盈率21倍，市净率1.4倍。
Conergy AG(德国)是世界最大的太阳能批发商，德国太阳能系统安装的领导者。2006年，公司实现营业收入7.52亿欧元，净利润0.3亿欧元，分别同比增长42%和12%，目前静态市盈率52倍，市净率8.74倍。
SolarWorld(德国)是德国领先的太阳能公司之一。2006年，公司实现营业收入6.79亿美元，净利润1.72亿美元，目前静态市盈率26倍，市净率5.7倍。
MEMC(美国)是全球最大的硅料制造商之一，2006年，公司实现营业收入15.4亿美元，净利润3.7亿美元，目前静态市盈率30倍，市净率10倍。
Motech茂迪(中国台湾)是台湾地区领先的电池和组件企业，2006年，公司实现营业收入1.36亿美元，净利润0.35亿美元，目前静态市盈率42倍，市净率23倍。
Evergreen Solar(美国)是世界领先的硅切片生产商，拥有先进的工艺技术。2006年公司实现营业收入1.03亿美元，同比增长134%，亏损0.27亿美元。目前公司总市值为6.6亿美元，市净率为6.7倍。
近2-3年间我国太阳能发电产业发展迅猛，也涌现出一批优秀的公司(如下表1)。其中，无锡尚德、中电光伏、常州天合、林洋新能源、赛维LDK等公司还先后在海外市场挂牌上市。
无锡尚德主要从事晶体硅太阳电池、组件以及光伏发电系统的研究，制造和销售。2005年12月14日，公司在美国纽约
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证券交易所上市，成为中国内地首家在纽交所上市的非国有高科技企业。2006年，尚德公司太阳电池产能位列全球第四位。当年，公司实现营业收入5.98亿美元，净利润1.06亿美元，目前静态市盈率52倍，市净率为8倍。
中电光伏是中电电气与
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澳大利亚博士团队于2004年6月合作创立的一家集太阳电池的研发、制造、为一体的高新技术企业，2007年5月在美国纳斯达克上市。目前，公司拥有6条太阳电池生产线，年生产能力为192MW，位居全国第二。2006年，公司实现营业收入1.50亿美元，净利润0.12亿美元，目前静态市盈率22倍。
常州天合位于江苏常州电子产业园，在美国纽约证券交易所上市。公司业务涉及单晶、硅片、组件和系统安装，实现了光伏产业链的垂直一体化整合。2006年，公司实现营业收入1.43亿美元，净利润0.12亿美元，目前静态市盈率58倍，市净率为6.1倍。
江苏林洋新能源有限公司成立于2004年8月，是一家集太阳能电池片、电池组件的研发，生产，销售为一体的企业，2006年末在美国上市。2006年，公司实现营业收入0.82亿美元，净利润0.13亿美元，目前静态市盈率26倍，市净率为2.7倍。
赛维LDK太阳能高科技公司是目前亚洲规模最大的太阳能多晶硅片生产企业(2006年10月产能达到200兆瓦)，拥有国际最先进的生产技术和设备。公司拥有稳定原材料供应，专注于生产最经济的太阳能多晶硅片，正致力于发展成为一个“世界级光伏企业”。
从上述公司的基本情况中可以看到，目前各国市场均给予太阳能发电相关公司较高的估值水平，从一个侧面也反映出各国投资者对这一产业发展前景乐观的预期。我国太阳能发电产业正处在成长初期，发展前景广阔。
Tuesday, June 5, 2007
9333，可惜
上午，由於見到內地大跌市，H股指數短暫下跌，惟恐波及，於是將手頭所持有的9333於0.94一半沽出。下午開市，挂1元想追回，但因爲開會，未能貼市，追不回去，十分可惜。
自從在5月26日確認了石油板塊將出現難得一見的升勢（見前面文章），並在5月30日下午以0.68購入9333以來，以今日收市1.13計，4個交易日累計升幅已達到66%。
但實際回報當然沒有達到這個水平。按照應市策略，投入9333資金分爲兩份，一份在那裏坐盤，不下跌到10%的止蝕價位是不走的；一份作爲機動，按感覺，走出走入，主要是爲了控制風險，以免出事的時候全軍覆沒。
由是之故，機動部分曾于上周五，在本周一又追回，然後在今天上午又出了貨。現在不知是否追回。
機動部分的操作，是爲了回避風險，所以付出了代價，減少了回報。如以5月30日下午投入資金計算，目前的回報只有44%，也就是說，爲了這種風險的設想，付出了約減少20%的代價。
這部分的代價，是否合理，將來必然是要檢討的。
然而，整個戰役，還沒有打完，現在言之檢討，還是比較早。
按照設想，整個石油板塊戰役的時間段是7月1日之前，目前還有大概20個交易日的戰鬥，是否能堅持下去，也在未知之數。
戰役設想的中石油股價水平爲12元，按照9333的技術參數，有望達到2元。如果以今日收市1.13計，還有77%的上升任務要完成。
如果以入貨價0.68%計算，如果達到2元的目標，那就是190%的上升幅度。但實際回報當然達不到這個水平，要視乎機動部分的操作（也許不操作），也要視乎坐盤主力能否承受住越來越大的波動性。
中石油的upside，現在已經不去考慮它了，前面已經做了很多研究，看了很多材料。
現在集中關注的是中石油的downside, 這包括：1）國際油價是否短期內大幅下跌；2）國際資本市場短期內是否會大調整。
除此之外，別的都不用理會。
對downside的理解，決定能否打好這剩下二十多天的戰鬥，完成再上77%的任務。
在整個戰役結束後，總結出來的經驗肯定是很寶貴的。
自從在5月26日確認了石油板塊將出現難得一見的升勢（見前面文章），並在5月30日下午以0.68購入9333以來，以今日收市1.13計，4個交易日累計升幅已達到66%。
但實際回報當然沒有達到這個水平。按照應市策略，投入9333資金分爲兩份，一份在那裏坐盤，不下跌到10%的止蝕價位是不走的；一份作爲機動，按感覺，走出走入，主要是爲了控制風險，以免出事的時候全軍覆沒。
由是之故，機動部分曾于上周五，在本周一又追回，然後在今天上午又出了貨。現在不知是否追回。
機動部分的操作，是爲了回避風險，所以付出了代價，減少了回報。如以5月30日下午投入資金計算，目前的回報只有44%，也就是說，爲了這種風險的設想，付出了約減少20%的代價。
這部分的代價，是否合理，將來必然是要檢討的。
然而，整個戰役，還沒有打完，現在言之檢討，還是比較早。
按照設想，整個石油板塊戰役的時間段是7月1日之前，目前還有大概20個交易日的戰鬥，是否能堅持下去，也在未知之數。
戰役設想的中石油股價水平爲12元，按照9333的技術參數，有望達到2元。如果以今日收市1.13計，還有77%的上升任務要完成。
如果以入貨價0.68%計算，如果達到2元的目標，那就是190%的上升幅度。但實際回報當然達不到這個水平，要視乎機動部分的操作（也許不操作），也要視乎坐盤主力能否承受住越來越大的波動性。
中石油的upside，現在已經不去考慮它了，前面已經做了很多研究，看了很多材料。
現在集中關注的是中石油的downside, 這包括：1）國際油價是否短期內大幅下跌；2）國際資本市場短期內是否會大調整。
除此之外，別的都不用理會。
對downside的理解，決定能否打好這剩下二十多天的戰鬥，完成再上77%的任務。
在整個戰役結束後，總結出來的經驗肯定是很寶貴的。
31停牌了
我要密切留意，理解，推敲。
上次1185停牌後複牌，股價先跌了近20%，其後短短一個月，就比停牌前翻了一倍。
完全是個理解的問題，看誰能吃透背後的精神，誰就有回報。
31的資産重組，我要最留意的，還是它和太陽能資産的關係。如果有關係，未來幾年翻10倍也有可能。
希望31最好能停牌一個月。因爲在7月1日之前，我想集中心力炒中石油/中石化的call。
上次1185停牌後複牌，股價先跌了近20%，其後短短一個月，就比停牌前翻了一倍。
完全是個理解的問題，看誰能吃透背後的精神，誰就有回報。
31的資産重組，我要最留意的，還是它和太陽能資産的關係。如果有關係，未來幾年翻10倍也有可能。
希望31最好能停牌一個月。因爲在7月1日之前，我想集中心力炒中石油/中石化的call。
Monday, June 4, 2007
唉，386
看了那麽多分析資料，386好過857，是很明顯的事。
按照理性分析，應該換馬386。
但上午又追回了原來放掉一半的9333，還是857的call。
但爲什麽不能下定決心，換馬到386，連我也不能明白自己的心理。回報是相差一半以上的。
386，386，386．
857，857，857．
按照理性分析，應該換馬386。
但上午又追回了原來放掉一半的9333，還是857的call。
但爲什麽不能下定決心，換馬到386，連我也不能明白自己的心理。回報是相差一半以上的。
386，386，386．
857，857，857．
成品油定价国际接轨为何跨不出最后一步
http://www.sina.net 2007年03月28日 09:47 中国证券报
去年3月26日石油综合配套调价方案出台，转眼已经满一年。
石油综合配套调价方案的主题之一就是小步快走，让国内成品油价跟随国际油价涨跌。方案出台后，国家发改委两次上调了国内成品油价格，汽、柴油出厂价每吨上调了800元和700元，只有在今年1月中旬国内成品油价格小幅象征性下调。
从石油寡头中石油日前公布的2006年业绩可以清楚看出，调价对公司业绩的影响是立竿见影：公司汽油平均实现销售价格从2005年的每吨4,221元上涨到2006年的每吨5,034元，涨幅19.3%，增加收入195.04亿元。柴油平均实现销售价格从2005年的每吨3,702元上涨至2006年的每吨4,409元，涨幅19.1%，增加收入345.44亿元。中石油的高管指出，该公司炼油板块业务在今年的前两个月已经接近扭亏。
也谈国内新成品油定价机制
http://www.sina.net 2007年03月27日 10:40 经济参考报
对新的国内市场成品油定价机制，笔者有一些个人的见解。
首先，关于国际三地原油平均加权价格。笔者认为这次将成品油三地平均加权改为原油三地平均加权，使价格构成更加模糊了。从国际原油价格看不如成品油价格那么透明。成品油平均加权价包含了国外炼油企业的成本，反映了国际炼油企业、国际社会必要劳动时间内创造的成品油商品价值量，而国际原油三地平均加权价有很多说不清的复杂内容。
比如我们想去市场买一件家具，在质量相同的情况下，您希望按照家具市场价格买一件家具，还是希望雇来木匠并让木匠去木材市场购回木料，为您专门加工一件相同质量标准的家具呢？您会说，如质量相同价格低宁愿让木工去做。但这买木材可就有很多说不清道不白的价格了。虽然有市场价，但是买多买少价格不同，木材质量不同价格也不同。当木匠强烈要求由他买木材做家具那时起，就注定了您要的家具肯定比市场价格高，这就如同是将成品油三地平均加权改为原油三地平均加权的道理一样。
三地平均加权价一般高于实际采购价，反映在：现货、期货、长约、份额等造成价格不同；原油质量不同价格不同(如：高硫低质原油、低硫高质原油)；原油进口渠道不同，质量相近，价格不同(如：中东油与非洲油进口价格不同；同在中东，沙特与伊朗原油价格也不一样，非洲安哥拉与苏丹等也不同)；供油商供油国双边利益关系不同，供油价格也不同(如：我国给予非洲经济援助因素，造成非洲原油与国际市场价格不同)；买断、勘探、开采油区的价格不同，产出原油价格也不同。
其次，关于炼制企业成本价问题。新定价体系“原油加成本”(原油+成本+利润=国内零售中准价)构成国内成品油零售基准价，这个炼制成本价就更说不清了。
一是炼制企业从此形成只盈不会亏的局面。
二是生产成本怎么确定？生产效率高，效率低，产品链长短不同；设备装置不同，原油质量各不相同；运输手段各不相同，沿海与陆地，沿海与沿江都不相同，加工量足与加工量不足等都影响成本。
三是没有竞争，成本怎么形成？一方面是社会必要劳动时间还是个别生产劳动时间创造的商品。另一方面，与国际炼油企业相比还是与国内相比。
其三，关于利润问题。“国际期货原油三地加权价+国内炼制成本+利润=国内成品油零售中准价”，这个公式中“利润”可就是货真价实的东西了，表面看给5%左右利润与国际炼油企业平均利润相比还低了2%至3%，但不要忘记人家的利润是竞争产生的利润，是努力降低成本提高效率产生的利润。我们的利润是自己定的利润。不仅如此，在购入原油中有利润，成本中也有利润，最后等于总利润。最简单的公式是：“(购买期货原油+利润)+(国内炼油成本+低效率+利润)+实际利润=国内成品油中准零售价格”。
这个价格机制不是鼓励调动炼油厂的积极性，相反影响劳动生产效率，削弱企业竞争力和活力，炼油成本会节节攀升。国家明补改为由社会公众暗补，这又如同木匠做的家具“买也得买，不买你别用”。
(作者为全国工商联石油业商会副会长，河北石油商会会长)
齐放
去年3月26日石油综合配套调价方案出台，转眼已经满一年。
石油综合配套调价方案的主题之一就是小步快走，让国内成品油价跟随国际油价涨跌。方案出台后，国家发改委两次上调了国内成品油价格，汽、柴油出厂价每吨上调了800元和700元，只有在今年1月中旬国内成品油价格小幅象征性下调。
从石油寡头中石油日前公布的2006年业绩可以清楚看出，调价对公司业绩的影响是立竿见影：公司汽油平均实现销售价格从2005年的每吨4,221元上涨到2006年的每吨5,034元，涨幅19.3%，增加收入195.04亿元。柴油平均实现销售价格从2005年的每吨3,702元上涨至2006年的每吨4,409元，涨幅19.1%，增加收入345.44亿元。中石油的高管指出，该公司炼油板块业务在今年的前两个月已经接近扭亏。
也谈国内新成品油定价机制
http://www.sina.net 2007年03月27日 10:40 经济参考报
对新的国内市场成品油定价机制，笔者有一些个人的见解。
首先，关于国际三地原油平均加权价格。笔者认为这次将成品油三地平均加权改为原油三地平均加权，使价格构成更加模糊了。从国际原油价格看不如成品油价格那么透明。成品油平均加权价包含了国外炼油企业的成本，反映了国际炼油企业、国际社会必要劳动时间内创造的成品油商品价值量，而国际原油三地平均加权价有很多说不清的复杂内容。
比如我们想去市场买一件家具，在质量相同的情况下，您希望按照家具市场价格买一件家具，还是希望雇来木匠并让木匠去木材市场购回木料，为您专门加工一件相同质量标准的家具呢？您会说，如质量相同价格低宁愿让木工去做。但这买木材可就有很多说不清道不白的价格了。虽然有市场价，但是买多买少价格不同，木材质量不同价格也不同。当木匠强烈要求由他买木材做家具那时起，就注定了您要的家具肯定比市场价格高，这就如同是将成品油三地平均加权改为原油三地平均加权的道理一样。
三地平均加权价一般高于实际采购价，反映在：现货、期货、长约、份额等造成价格不同；原油质量不同价格不同(如：高硫低质原油、低硫高质原油)；原油进口渠道不同，质量相近，价格不同(如：中东油与非洲油进口价格不同；同在中东，沙特与伊朗原油价格也不一样，非洲安哥拉与苏丹等也不同)；供油商供油国双边利益关系不同，供油价格也不同(如：我国给予非洲经济援助因素，造成非洲原油与国际市场价格不同)；买断、勘探、开采油区的价格不同，产出原油价格也不同。
其次，关于炼制企业成本价问题。新定价体系“原油加成本”(原油+成本+利润=国内零售中准价)构成国内成品油零售基准价，这个炼制成本价就更说不清了。
一是炼制企业从此形成只盈不会亏的局面。
二是生产成本怎么确定？生产效率高，效率低，产品链长短不同；设备装置不同，原油质量各不相同；运输手段各不相同，沿海与陆地，沿海与沿江都不相同，加工量足与加工量不足等都影响成本。
三是没有竞争，成本怎么形成？一方面是社会必要劳动时间还是个别生产劳动时间创造的商品。另一方面，与国际炼油企业相比还是与国内相比。
其三，关于利润问题。“国际期货原油三地加权价+国内炼制成本+利润=国内成品油零售中准价”，这个公式中“利润”可就是货真价实的东西了，表面看给5%左右利润与国际炼油企业平均利润相比还低了2%至3%，但不要忘记人家的利润是竞争产生的利润，是努力降低成本提高效率产生的利润。我们的利润是自己定的利润。不仅如此，在购入原油中有利润，成本中也有利润，最后等于总利润。最简单的公式是：“(购买期货原油+利润)+(国内炼油成本+低效率+利润)+实际利润=国内成品油中准零售价格”。
这个价格机制不是鼓励调动炼油厂的积极性，相反影响劳动生产效率，削弱企业竞争力和活力，炼油成本会节节攀升。国家明补改为由社会公众暗补，这又如同木匠做的家具“买也得买，不买你别用”。
(作者为全国工商联石油业商会副会长，河北石油商会会长)
齐放
大能源：气候变暖 节能减排 能源效率
http://www.sina.com.cn 2007年06月01日 17:34 中信证券
中信证券( 56.40,0.61,1.09%) 王野
气候是影响资源禀赋的重要因素。资源禀赋，是经济决策的约束，也是科学思考的边界，是国家进行宏观调控都需要认真对待的要素。在影响资源禀赋的外在众多因素中，气候无疑是最重要的因素之一。气候变化分析，成为科学发展决策的基础。
气候变暖的危害成为国际共识；参与并在未来执行《京都议定书》的约定成为崛起的中国自发与自觉的选择。应对全球气候变暖行动机制的形成始于《京都议定书》。中国参与并在未来执行《京都议定书》的约定，这是民众自发关注的民生需求，是经济快速发展的中国需要自发承担的责任，也是中国要融入全球经济的国际要求。
中国经济发展的能源需求与和谐发展的博弈与兼容：需要节能排放。我国经济走向能源依赖重工业化阶段，人均能源消费潜力、低效的能源消费效率、能源特点下的温室气体排放的现况，都需要我们实现节能排放，但在经济快速增长阶段，实现节能排放具有极其艰巨性。
能源效率提高与能源替代，是实现节能排放重要途径。提高能源的转换和利用效率，节约能源是能够减少温室气体排放的，大力推动能源替代是减排C02的另一类重要措施。这也是与我国的经济和社会发展目标相一致的。
效率与替代下的能源政策：推进煤炭资源关停并转和整合，提高煤炭生产规模效率；完善资源行业社会成本，反映资源的社会综合效益；上大压小：提高耗能行业的行业准入，提高单位产出的能耗效益；加强新能源的立法与经济激励。
应对气候变暖的能源政策趋势下的投资机会：煤炭行业，和谐与意志强化煤炭行业定价权；石化行业，进入历史上最好的盈利周期；电力行业，投资银行创造价值；电力设备行业，“三峡模式”助推行业升级。应对气候变暖的能源政策趋势下的个股投资机会，详见下表。
前言：气候变化分析成为科学发展决策的基础资源禀赋，是经济决策的约束，也是科学思考的边界，是国家进行宏观调控都需要认真对待要素。影响资源禀赋的外在因素，应该成为我们思考最基本、最底层的因素。在影响资源禀赋的外在众多因素中，气候无疑，成为最重要的因素之一。气候变化分析：成为科学发展决策的基础。
全球气候变暖气候变暖范畴与成因气候是构成地球环境系统的重要因素，适当和稳定的气候是人类在地球环境中产生并生存和发展的必要条件。但是近200年以来，全球气候在人类活动的影响下，却发生了一些非自然的和不正常的变化，这些变化可以统称为气候变化。
目前，国际社会所讨论的气候变化问题，主要是指温室气体的增加所产生的全球气候变暖问题。尤其是指由于人类社会在生产和生活过程中，大量使用煤、石油和天然气等矿物燃料所排放的二氧化碳气体，导致地球大气中二氧化碳浓度逐渐增高，形成所谓的“二氧化碳罩子”，太阳光可以透入，地球上的热量却不能散发出去，以致地球表面温度逐渐上升，产生气候变暖的现象。由于二氧化碳等气体造成全球气候变暖的机理与“温室”的作用类似，故称之为“温室效应”，二氧化碳等气体则被称为“温室气体”。
虽然地球表面温度的维持，也离不开温室气体。如果没有温室气体，则全球地表平均温度应是-18.0℃，而工业化前很长一段时间全球地面的平均温度实际上是15℃左右。因此，全球气候变暖显然是由于温室气体的浓度显著超出了自然的限度所造成的灾难性现象。如果大气中的温室气体浓度继续增加，进一步阻挡地球向宇宙空间发射的长波辐射，为维持辐射平衡，地面必将增温，以增大长波辐射量。地面温度增加后，水汽将增加，冰雪将融化，又使地表进一步增温，即形成正反馈使全球变暖更显著。
全球气候变暖呈现加快趋势
根据国家气象局牵头下形成的《气候变暖国家评估报告》文献记录，近100年来，我国的温度变化同于北半球，均显示出20世纪40年代和80年代两个增温期，北半球平均温度80年代高于40年代，中国恰好相反。中国气候变化具有明显的区域性特征，西部地区近100年来平均气温与东部地区大体一致，但西部的变暖趋势更加明显。
从各季节的气温变化也存在较大差异，冬、春、秋三季气温上升，而夏季气温下降。其变化幅度分别为1.64℃、1.32℃、0.43℃、-0.16℃。增温最明显的季节是冬季和春季。
大体上，中国近100年增温幅度为0.5～0.8℃，增温速度为0.05～0.08℃/10a.
气候变暖的社会经济影响评价气候变化的领域影响我国气候变化影响已有研究，主要集中在农业、水资源、自然环境和海岸线。但这些研究的对象构成经济发展其他另外原始要素。
初步研究结果表明，气候变化将加剧我国北方的缺水状况。气候变化导致农业生产的不稳定性增加，局部干旱高温危害加重，春季霜冻的危害因变暖发育期提前而加大。观察表明，气候变暖，导致中国六大江河的实测径流量都呈下降趋势，北方河流发生断流；东部物候期提前，亚热带、温带北界北移。中国气候的重要特点是温度变化幅度大于地球上其他纬度地区，使得冬季采暖、夏天制冷用能的问题与同纬度国家相比更加突出。全球气候变暖将加剧未来中国夏季制冷的电力消费的持续增长趋势，对保障电力供应带来更大压力。
气候变化的地区影响从地区来看，东北地区增温有利于农业生产，但是作物长期冻害减少，潜在生育期延长。但特殊的生态系统，由于气候变暖和人类活动而退化或消失；部分区域的荒漠化和沙化危险性增加，森林生态系统结构会发生变化。华北地区继续缺水，西北地区降水增加但仍缺水。华东地区洪涝风险加大，夏季连年出现过量降水，使汛期长江下游干流潮位持续偏高，加剧洪涝灾害。华中地区增温不明显，但旱涝交替频繁。西南地区山地灾害加重；华南地区受海平面上升影响显著。
应对全球气候变暖的行动机制应对全球气候变暖的行动机制：《京都议定书》温室效应带来气候变暖，作为全球环境问题之首，除了具备普遍性外，还有其特殊性。气候变化给全人类带来的挑战使得人们最终将保护气候列入国际政治议程。
气候保护必然涉及全球范围大幅度减少温室气体的排放及减少对化石燃料的消费。对于化石燃料使用的削减和替代，成本是很高的，这将导致全球范围内利益的再分配，并不可避免地导致国家利益激烈的冲突。而且，国际气候谈判的博弈其重点是要形成保护全球气候的国际规则、涉及各个国家的长期经济、能源与环境发展空间和相关的权利与责任的确定，事关以确定环境权益为表现形式的国际政治经济新秩序的发展和作为国际公共物品的全球大气环境资源产权的部分界定与划分，对于国家竞争力有很大的影响。
关于气候谈判所达成的两个关键性文件，分别为《联合国气候变化框架公约》和《京都议定书》。《联合国气候变化框架公约》是一种比较原则性的、“软性”的国际法，而《京都议定书》则是带有约束性条款的、“硬性”的国际法。全球气候问题的国际治理就是具体实施《联合国气候变化框架公约》与《京都议定书》的国际气候制度。《京都议定书》虽属“硬性”，明确了发达国家控制二氧化碳等六种主要温室气体的时间表和目标，但对不履行承诺，条约中并无明文规定，也缺乏严厉的惩罚措施，而这却是保证《京都议定书》得以实现的前提。
《京都议定书》，是在《联台国气候变化框架公细UNFCCC)》下制定的，UNFCCC自1892年缔约之日起，已经有全球的185个国家的参与，并举行了9次由各缔约国参加的缔约方大会。在1997年12月于日本京都召开的《公约》第三次缔约方大会上，终于形成了关于限制二氧化碳排放量的成文法案。当该大会结束时，此公约已具雏形，并以当届大会举办地京都命名。《京都议定书》被公认为是国际环境外交的里程碑，是第一个具有法律约束力的旨在防止全球变暖而耍求减少温室气体排放的条约。
中国是该公约第37个签约国，于1998年5月29日签署。2002年8月，中国常驻联合国代表向联合国交存了中国政府对《联合国气候变化框架公约)京都议定书》的核准书。印度、欧盟和日本也相继批准了《京都议定书》。温室气体排放量(1990年)占世界总量17.4%的俄罗斯，于2004年10月22日批准了《京都议定书》，并于2004年11月18日，向联合国正式递交了《京都议定书》的批准书。美国是全球温室气体排放量最大的国家，曾于1998年11月签署《京都议定书》。但布什政府上台后，在2001年3月，以“降低温室气体量将会影响美国的经济发展”和“发展中国家也应该承担降低排放量和限制温室气体的义务”为借口，拒绝批准《京都议定书》。
《京都议定书》规定，到2010年，所有发达国家排放的二氧化碳等6种温室气体的数量，要比1990年减少5.2%，发展中国家没有减排义务。对各发达国家来说，从2008年到2012年必须完成的削减目标是：与1990年相比，欧盟削减8%、美国削减7%、日本削减6%、加拿大削减6%,东欧各国削减5%~8%，新西兰、俄罗斯和乌克兰则不必削减，可将排放且稳定在1990年水平上。
议定书同时允许爱尔兰、澳大利亚和娜威的排放级分别比1990年增加10%、8%、1%。
《京都议定书》在对发达国家减排义务做出规定的同时，也规定了非常灵活的履行义务方式。如基于市场的“联合履行”、“清洁发展机制”和“排放交
易机制”，从而为发达国家也提供了回旋余地。“联合履行”允许承担减排义务的国家在成本较低的另一承担减排义务的国家投资旨在减少二氧化碳排放的项目，并将因此减下来的减排额返还给投资国，冲抵减排义务。不过，“联合履行”只能在承担减排义务的发达国家之间实施。
“清洁发展机制”，允许发达国家在此名义下与发展中国家“联合履行”。
也就是说，把“联台履行”限制的向发达国家的投资，扩展到发展中国家，以换取减排额度来冲抵本国应负的减排义务。
“排放交易”的意思是，如果一国的排放量低于条约规定的标准，则其剩余的额度可以直接出售给完不成规定义务的国家，以冲抵后者的减排义务。
中国加入《京都议定书》的自发与自觉选择中国对气候变化和《京都议定书》的认识，经历了一个从环境，到政治、到经济的不断深化的过程。
《京都议定书》确定的基于市场的三机制，尤其是其中鼓励发达国家与发展中国家之间开展项目合作的“清洁发展机制”，可以给中国企业带来价值难以估量的世界最新技术以及看得到的大量资金。2004年6月，国家发展和改革委员会、科技部、外交部联合签署了《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》。
在2004年11月，在日本举行的气候与环境变化技术周开幕式上，国家发展和改革委员会官员在开幕演讲中强调，在中国开展CDM项目既不存在行政上的障碍，也不存在技术上的障碍。
专家分析认为，《京都议定书》实施后，钢铁、石化业和以矿物能源为燃料的发电厂将受到很大的影响，其次是人造纤维、水泥和造纸业。目前发达国家在水泥、造纸和人造纤维等的新增投资已明显减少，钢铁和石化的投资也正向发展中国家转移。
由于发展中国家特别是中国的温室气体排放，随着经济的加速发展而急剧升高，预计很快会成为全球气候变暖的众矢之的。这一点，在随着中国更加融入全球经济和综合国力不断提升，更加突出。
中国经济发展能源需求与和谐发展的博弈与兼容我国经济走向能源依赖重工业化阶段2004年我国人均GDP突破1000美金，以住宅、汽车、家电等消费需求为主的消费升级，对资源消耗增大，依赖性强；而且重工业的比重明显提升，带动了资源消费的增长。无论是消费升级的驱动，还是工业化进程的拉动，我国对资源的需求都已进入持续上升阶段。世界一些国家的发展经验表明，人均GDP达到1000～3000美元后，汽车、高档电器等高档耐用消费品将逐步走入家庭，消费结构的升级和重化工业的加速发展，人均GDP增长进入能源依赖型阶段，人均能源消费量将呈现明显上升的趋势。日本在同样的一个阶段1953年~1980年的能源消耗量增长了6.4倍，年平均复合增长7.7%。韩国1977年人均GDP达到1000美元时人均耗电量627千瓦小时、10年后的1987年为1525千瓦小时，年均复合增长率9.3%；1988年泰国人均达到1000美元时人均能耗618公斤油当量，10年后的1998年人均能耗1112公斤油当量，年均能耗复合增长率6.5%。预计未来十年我国的能耗复合增长率将保持在年均8%左右，鉴于我们较大的能源基数，如2005年原煤产量21亿吨，仅按8%增长率我国的原煤年均增量为1.68亿吨，我国能源长期供应能力依然不容乐观。
能源资源特点与国际比较
我国常规能源探明总资源量约8230亿吨标准煤，探明剩余可采总储量1392亿吨标准煤，约占世界总量的10%。能源剩余可采总储量的构成是：原煤58.8%，原油3.4%，天然气1.3%，水能36.5%。煤炭在能源资源中占绝对优势，为1145亿吨；石油资源累计探明地质储量为227亿吨，剩余可采储量为24.2亿吨；天然气累计探明地质储量3.4万亿立方米，剩余可采储量为1.9万亿立方米。若按目前煤炭、石油、天然气生产能力计算，剩余可采储量的保证程度：煤炭为81年，石油为15年，天然气为30年，大大低于世界平均水平。
我国能源资源与国际比较有两大特点。其一，能源资源总量少，人均占有量低。我国能源资源总量约为世界的10%，但人均资源量仅为世界的40%。其二，优质资源少，保证程度低。煤炭剩余储量的保证程度是：世界平均为200年以上，我国不足100年。石油剩余储量的保证程度是：世界平均水平为45年，我国不足15年。天然气剩余储量的保证程度是：世界平均水平为61年，我国不足30年。必须指出，能源资源保证程度是以我国目前能源生产量计算的，若按照2020年我国的能源需求预测量估算的话，煤炭、石油和天然气的资源保证程度，则分别下降到30年、5年和10年。
我国能源供需形势能源是国民经济发展的重要物质基础和人类社会生活必需的物质保证。我国人口众多，但资源相对缺乏，在全面建设小康社会的进程中，国民经济持续快速发展，能源需求将不断增长，我国将面临严峻的能源供应问题。
按照党的“十六大”提出的全面建设小康社会，国家发改委预测，到2020年国民生产总值比2000年翻两番的总体目标，以分行业、分品种能源需求预测为基本思路，综合运用弹性系数、情景分析等多种预测方法，并参考国内外能源机构和专家学者的科研成果，初步预计，2020年我国能源需求总量约为30亿吨标准煤，需煤炭23亿吨、石油4亿吨左右、天然气2000亿立方米左右。
这是一个在充分考虑了技术进步、经济结构调整等因素，采取多种切实可行的政策措施，努力建设高效、节能型社会的前提下提出的方案。因此，要使能源消费总量不超过这个水平，需要付出很大的努力。预计到2050年，我国能源需求总量可能在60～70亿吨标准煤，满足这样高的能源需求将是我国能源供应的十分艰巨的任务。需要解决能源经济中的诸多问题，必须予以高度重视，未雨绸缪，早做准备，系统研究，认真筹划。
人均能源消费潜力我国人均能源消费水平低。目前，世界人均能源消费量为2.1吨标准煤，其中美国为12.3吨、日本为5.8吨、OECD国家为6.6吨。我国2003年的人均能源消费量为1.29吨，是美国的10%，日本的22%，OECD国家的19%，世界平均水平的61%，能源消费增长潜力巨大。要达到目前世界平均能源消费水平，我国能源消费总量将超过30亿吨标准煤，达到OECD国家的消费水平需要85亿吨标准煤。
低效的能源消费效率尽管我国人均能源消费较低，但能源利用技术落后，能源利用效率低。目前，我国总能源效率为32%，约低于世界平均水平10个百分点，单位GDP能源消耗是美国的3.5倍、欧盟的5.9倍、日本的9.7倍，世界平均水平的3倍。
同时，我国正处在经济高速增长时期，工业化、城镇化、小康社会建设都需要能源作为支撑，能源消费总量将不断提高，大力提高效率是降低能源消费总量的重要措施之一。
能源特点下的温室气体排放我国是世界上少数几个以煤为主要能源的国家，目前能源消费构成中煤炭占67%。能源消费过分依赖煤炭，造成了严重的煤烟型环境污染。目前，我国二氧化硫排放总量的90%是燃煤造成的，大气中70%的烟尘也是燃煤造成的。
这种大气环境污染不仅造成土壤酸化、粮食减产和植被破坏，而且引发大量呼吸道疾病，直接威胁人民身体健康。
由于能源结构的问题，每增加1吨标准煤的能源消费，我国排放的温室气体比世界平均水平高出50%。在不远的将来，我国将在排放总量上超过美国，成为世界第一大温室气体排放国。如果不采取有效措施，则温室气体排放的问题将进一步突出，我国将面临越来越大的国际压力。
节能减排：中国的积极应对节能减排的：经济学基础全球气候变暖应对的代际理论由于全球变暖问题具有大的时间范围，使之成为涉及未来各代人利益的重大问题，我们将这样的问题称为代际问题。从经济学意义上讲，代际问题就是各代人之间如何进行资源配置的问题。这里的“资源”，有广义和狭义之分。广义的资源就是经济学中常用的“稀缺资源”的概念，包括人力资源(或称人力资本)、自然资源与环境、人造资源(或称人造资本)三大类。而狭义的资源专指自然资源与环境。由于自然资源的消耗和环境质量的退化具有很大程度的不可逆转和不可替代性，近年来日益成为经济学研究中的热点，对代际问题的研究也就不可避免地涉及到这类问题。
代际问题与代内的人际问题有着相同之处，都是人际效用(或福利)的一种比较和加总，属于福利经济学的范畴。但是代际问题也有不同于代内问题的特殊之处。一是，由于时间的不可逆，使代与代之间产生了顺序。所以，代内社会选择中共同的无名(或无差别)原理对于代际公平的情况难以适用。以前各代人的决策后果，当代人只能被动的接受，而没有“在场”发言的权利；同样，当代人的决策，以后各代也没有参与的权利。这种差别是由时间本身具有的“不可逆性”决定的。二是，代数是不确定的，可以认为很大而没有任何限制。在理论分析中，一般要求所有的代际公平的解决方案对于无穷代都必须是有效的。三是，在连续的代之间存在交错或重叠；存在个体自身的时间偏好和某种形式的利他主义。这使得各代人的效用很难单独分离出来，予以适当加总。
四是，每代的决策都要受到前面各代已经作出的决策的影响；同时他的决策也要影响以后的所有各代。
代际与“可持续发展”代际问题不是孤立的问题，它的提出，是“可持续发展”思想提出与发展的必然结果。可持续发展的概念最早由挪威前首相布伦特兰夫人在1987年的联合国世界环境和发展委员会上提出：“可持续发展是这样一种发展，它既能满足当代人的各种需要，又不会使后代人满足自身需要的能力受到损害。”这一概念一经提出，就得到了广泛的接受和认同，并在1992年联合国环境与发展大会上在与会各国中达成了共识。可持续发展的这一权威定义，实际上也是对代际问题的高度概括。
可持续发展是人类发展面临的重大现实课题。人类活动的日益加剧所导致的全球变暖、物种灭绝和全球荒漠化等一系列难以逆转的巨大威胁正向我们迫近。资源与环境的可持续利用已成为亟待解决的问题。人类在面对现实，反思过去和展望未来中，深刻认识到：人类要持续地生存甚至更好地发展下去，就不能不为子孙后代着想，对某些可能造成严重后果的大问题未雨绸缪，尽早采取措施。全球变暖是涉及能源利用、植被保护和大气污染防治的综合性课题。
气候变化的过程缓慢，不太可能对当代人形成致命的威胁，但如果完全置之不理，有可能对后代造成难以估量的损失。因此，通过当代人的努力减缓气候变化，为后代提供良好的生存和发展环境，体现着代际关系的基本原则。
从经济学意义上看，可持续发展的一个核心问题就是对未来各代人福利的关注，即代际问题。这种关注是在人类对资源和环境施加的压力不断增长的背景下提出的。这些资源和环境为人类提供了可开采的原材料，吸收人类排放的污染物，用具有一定恢复能力的生态系统保护人类，提供美丽的景观等，然而这些对人类有价值的功能正在受到削弱。从核心问题延伸出另一个问题，就是经济系统是否有足够的能力，可以用其他形式的财富去弥补自然资源的减少，完全替代自然资源所发挥的全部功用，以保证未来各代的福利不会减少。而研究第二个问题的目的也是为了解决核心问题。因此，代际问题是可持续发展最为根本的问题。
节能减排测算原理最早的全球变暖模型代际模型是Nordhaus(1991)提出的，在此基础上发展而来的DICE模型具有广泛的影响力。清华大学在国家发改委研究基础上，研制I/O-INET模型，如图。该模型由投入产出模型和能源系统最优化模型耦合而成。
目标函数是优化区间内居民总效用的贴现总和。居民又分成农村和城市居民两类，以反映他们消费行为的差别和今后的城市化。效用函数的形式设定为一个线性支出系统。模型的功能是对投资与消费、各个部门以及各种技术之间的投资比例进行远期优化，以研究在外生给定的限控目标(减排方案)下，技术革新的方向及其投资成本，以及这些减排技术对策对宏观经济的影响。在计算比较了大量的宏观总量减排方案、部门减排方案和碳税方案之后，得出关于减排时间路径的基本结论。
模型的约束条件包括投入-产出平衡约束、自然资源约束、投资约束、外汇平衡和外债约束。每个投入产出部门又按技术发展情况分成多个技术子部门以反映投入要素之间的替代关系。模型还分别考虑了两种主要的温室气体(CO2和CH4)的排放量，可以讨论单独限制其中任一种气体排放造成的影响。
我国的节能减排目标
根据学术研究，由于全球气候变化问题主要取决于大气中温室气体浓度，所以最主要的问题还是控制温室气体的净累积排放量而非年排放量。以我国2050年减排30%的CO2净累积排放量为例，最佳的年排放量减排轨迹应该是几乎逐年递增的，认为我国CO2净累积排放量最佳排放轨迹，如下表。当时学术研究认为，在不过度影响经济增长速度基础上，最佳减排时机从2000年开始。
传统能源效率提升提高能源的转换和利用效率，节约能源是能够减少温室气体排放的，也是我国的经济和社会发展目标相一致的；另一方面，发展节能将可能是一种新的商业机会。
自改革开放以来，我国的节能工作取得了显著成效，从1978年到1994年的16年内，能源消费弹性为0.49，年节能率高达4.4%，以世界上最高的年节能率水平，维持了经济的高速增长。目前我国钢铁、水泥、化肥、造纸、发电等主要耗能产品的能源单耗，仍比世界发达国家高出30%～100%，风机、锅炉等通用耗能设备的效率，也比世界先进水平低20%～30%，节能尚有潜力。
随着我国国民经济增长方式的两个根本转变，也将会促进能源的节约和合理利用。但是无论如何，未来随着国民经济的高速发展，能源消费势必有合理的增长。前述的预测中己考虑了较大力度的节能措施，世界大多数国家在其工业化阶段(人均GDP为400～3500美元)，能源消费弹性一般都比较高，大都大于1.0，即使OECD国家，在80年代经济增长比较缓慢，而且大力推行节能政策的条件下，能源消费弹性仍平均为0.4以上。我国未来的能源消费弹性欲控制在0.4以下，则需大规模的投资和技术引进。无论如何，直到下世纪中叶，我国实现人均GDP达到中等发达国家的目标，经济长期保持较高的增长速度，能源消费欲实现零增长或负增长是不现实的。我们得在进行经济分析的基础上考虑尽量的提高能源的利用效率，促进节能工作。
新能源的能源替代大力推动能源替代是减排C02的另一类重要措施。我国能源结构以煤炭为主，C02排放强度高。在众多的能源替代技术中，可再生能源技术的发展有较大的可能会起到一定的作用。尽管可再生能源发电的比例可能不会太高，但可再生能源的非电力用途的发展空间是比较大的。这几年我国太阳能热水器产业的发展使得我们对于未来的可再生能源有比较乐观的设想。可再生能源将有较大的可能是一种新的商业机会。主要原因有三：第一，可再生能源的新增的市场主要在发展中国家；第二，我国的有些技术已经处于领先水平，如沼气，小水电和太阳能热水器；第三，发达国家在可再生能源方面还没有形成绝对的技术优势。核能也是有可能成为另一种新的商业机会。在西方国家的社会结构中，这种技术的发展会遇到很大的障碍，而在我国，或其他发展中国家，民众对于局部风险的反映会比较缓和，这使得核能在我国的发展有可能会走与西方国家不同的道路。另外，我国是国际上掌握核能技术较早的国家之一。
效率与替代下的能源政策推进煤炭资源关停并转和整合，提高煤炭生产规模效率以市场运作为主，强化政府推动和政策引导，打破区域界限，发展跨区域企业集团；打破行业界限，发展煤、电、化、路、港为一体的跨行业企业集团；打破所有制界限，发展各类资本参与的混合所有制企业集团。把大型煤炭企业集团培育成为优化煤炭工业结构的主体、大型煤炭基地开发建设的主体、平衡国内市场供需关系的主体、参与国际市场竞争的主体，逐步形成若干个由国有资本控股、担负跨省区市煤炭供应的大型煤炭企业集团，提高国家对煤炭资源的控制力和对煤炭市场的调控力，保障煤炭供应安全，促进煤炭工业健康稳定协调发展。根据资源分布特点、企业发展现状、对国民经济的重要程度以及长远发展的要求，煤炭企业战略性重组的重点区域是晋陕蒙宁、华东、东北、西南等地区，要依托大型煤炭基地内外部优势条件，兼并联合区域内中小型煤矿。
综合运用经济、法律和必要的行政手段，加快中小型煤矿的整合改造，实行集约化开发经营。鼓励大型煤炭企业兼并改造中小型煤矿。积极推进中小型煤矿技术改造，规模以上煤矿必须采用壁式开采工艺。继续整顿关闭布局不合理、不符合安全标准、浪费资源和不符合环保要求的小型煤矿，坚决取缔违法经营的小型煤矿。瓦斯、水、火等灾害严重的小型煤矿，重点予以整合，难以整合的限期退出。
完善资源行业社会成本，反映资源的社会综合效益完善资源有偿使用制度，建立煤炭资源税费与动用储量挂钩的机制，加大资源监管力度，提高煤炭资源回收率。制定政策，鼓励采用先进技术，开采建筑物下、铁路下、水体下煤层和极薄煤层。充分调动社会各界力量，增加煤田灭火工程投资，加快煤田火区治理，保护煤炭资源和生态环境。
切实落实中央财政对国有重点煤矿增值税定额返还和所得税返还政策。加快煤炭税费制度改革步伐，把煤矿企业税负降到合理水平。完善煤炭成本核算制度，将资源、环境、安全、劳动力、转产发展等费用足额纳入生产成本。推进电煤价格与市场价格并轨。
上大压小：提高耗能行业的行业准入，提高单位产出的能耗效益大力发展60万千瓦及以上超(超)临界机组、大型联合循环机组。采用高效洁净发电技术改造现役火电机组，实施“上大压小”和小机组淘汰退役。
推进热电联产、热电冷联产和热电煤气多联供。在工业热负荷为主的地区，因地制宜建设以热力为主的背压机组；在采暖负荷集中或发展潜力较大的地区，建设30万千瓦等级高效环保热电联产机组；在中小城市建设以循环流化床技术为主的热电煤气三联供，以洁净能源作燃料的分布式热电联产和热电冷联供，将分散式供热燃煤小锅炉改造为集中供热。到2010年，使火电供电标准煤耗由2005年的每千瓦时370克下降到355克，厂用电率由5.9%下降到4.5%；城市集中供热普及率由30%提高到40%，新增供暖热电联产机组超过4000万千瓦，年节能3500万吨标准煤以上，为改善城市空气质量作出贡献。
推进科技进步，鼓励节能环保贯彻落实“自主创新，重点跨越，支撑发展，引领未来”的科技发展指导方针，建立和完善以企业为主体、市场为导向、产学研相结合的能源科技创新体系。优先发展先进适用技术，提升能源工业技术水平；加强前沿技术研发，为未来能源发展奠定基础。
加强新能源的立法能源保障提升，离不开能源替代。大多数可再生能源发展取得成功的国家的经验表明，通过立法手段，明确可再生能源的法律地位，将发展可再生能源作为全民的义务，是促进可再生能源发展的根本途径。目前世界上已经有50多个国家，以不同的方式，通过立法支持可再生能源的发展。
强制手段是国外大多数国家促进可再生能源发展的根本法律基础，在多数国家的可再生能源法或其他相关的能源法或电力法中均有体现，但是其法律形式有很大的差别。目前，各国采用的强制手段大体上有三类，一是强制配额制度；二是强制购买制度；三是自愿购买的绿色能源制度。
加强新能源应用的经济激励措施除了强制手段之外，大多数国家还采用了具体的经济激励措施，保障各个方面的利益。具体的激励手段如下：(1)补贴政策。这是我国常见的一种激励手段，国外也屡见不鲜。一般而言，补贴有三种形式：一是投资补贴，即对投资者进行补贴。二是产出补贴，即根据可再生能源设备的产品产量进行补贴。
我国目前还没有这种补贴政策。三是对消费者进行补贴。(2)税收政策。一种是对可再生能源实施税收优惠政策，如减免关税、减免形成固定资产税、减免增值税和所得税等；另一种是对非可再生能源实施强制性税收政策，如碳税政策等。(3)价格政策。由于可再生能源产品成本一般高于常规能源产品，所以世界上许多国家都采取了对可再生能源产品实行价格优惠的政策。理论分析和实践都已证明，价格优惠是一项非常有效的激励措施，只要应用得当，就可以起到促进技术进步和降低成本的作用。(4)低息(贴息)贷款政策。低息(或贴息)贷款可以减轻企业还本期利息的负担，有利于降低生产成本；缺点是政府需要筹集一定的资金以支持贴息或减息的补贴。贷款数量越大，贴息量越大，需要筹集的资金也越多，因此，资金供应状况是影响这一政策持续进行的关键性因素。(5)政府采购政策。此外，政府支持的技术研究和开发活动也属于政府采购的范畴。
应对气候变暖的能源政策趋势下的投资机会煤炭行业：和谐与意志强化煤炭行业定价权..煤炭行业运行：07年1-3月份，高位运行。07年一季度，全国原煤产量5.06亿吨，同比增长5.6%(煤炭协会)；全国商品煤销量4.9亿吨，增长16.9%，增幅同比上升11.7个百分点。煤炭中央企业均价1-3月份累计318.57元/吨，同比增长5.28%；原煤成本累计209元/吨，同比增长7.2%。
煤炭行业供求判断：煤炭行业未来处于供需基本平衡偏紧阶段。考虑到07年、08年、09年约产能2亿、2.4亿、2.5亿吨产能释放。存量产能3.8%技改增长，每年约5000万吨的淘汰产能，按2006年底23.8亿吨产能，07年～09年新增供给2.38亿吨、2.87亿吨、3.08亿吨、增长率分别为10.25%、11.27%、10.82%。根据我们对主要需煤行业的增长情况，尤其是火电增长率的回升，预计煤炭08年～09年实际煤炭需求增长仍将保持在12%～14%左右。
煤炭行业政策：煤炭资源整合稳步推进，节能排放，力度不断加大。在国家的《能源“十一”规划》与《煤炭行业“十一”规划》，强调国有资本对能源，尤其提到煤炭资源控制，煤炭资源整合稳步推进；欧盟通过能源新政策，政策强化“节能减排”义务，这些将约束负责任的中国经济发展的能源依赖。在2006年，我国万元GDP能耗三年来首次出现下降，但却没有实现年初确定的万元GDP能耗降低4%和主要污染物排放减少2%的目标，节能排放未来，力度不断加大。
和谐与意志强化煤炭行业定价权，煤炭行业景气将处在高位运行。在煤炭资源品加大集中的同时，国家希望能够发挥资源品对节能减排的调控作用下，当国家经济进入能源依赖的发展阶段下，煤炭下游需求依然强劲。因此，我们认为和谐与意志能够强化煤炭行业的定价权。
行业投资评级：由于资源品绝对地租和国家宏观经济持续发展预期下，煤炭行业却能经历2006、2007年产能集中释放，仍然保持高位运行。为此，我们给与行业未来“强于大市”投资评级。并重点推介，煤炭品种稀缺、产能释放或资产并购、煤炭一体化深加工企业。
石油行业：进入历史上最好的盈利周期..长期高企的油价和行业景气，使得石油巨头们在2004-2007年期间盈利丰厚，全球因巨额石油收益而产生的资本流动更趋活跃。亚太成为最具活力的投资地区之一。
未来五年，中东和包括中国在内的亚太地区将是全球炼油和石化产能增长最快的地区，亚洲将成为世界最大的石化市场。而2007-2010年，全球基础化学品和塑料需求的年增长率将达3.8-4.1%，中东和中国的石化产业将处于旺盛发展期，需求拉动的景气状况仍将维持。
我们判断2007年全球石化行业景气度继续在高位盘整，聚烯烃价格高位波动，成品油消费和大宗化工品市场需求维持高增长，上下游一体化的能源化工公司将进入历史上最好的盈利周期，投资价值明显。
由于财富效应和工业化进程，中国对石油的需求在长期内有加速增长之势，目前中国的石油进口依存度的不断提高，而能源消费结构又相对单一，使得中国因排放问题而导致环境恶化的问题日益严重，倡导清洁能源，减低污染是目前尤为紧迫的问题。
在一次能源消费中，石油占据比较重要的位置，倡导“清洁能源”是解决全球变暖的根本途径，按照目前的排放计算，天然气是排放率较低的清洁能源。大力倡导清洁能源消费，积极拓展天然气的开发和利用，是解决气候变暖的一个有效途径。
电力行业：节能减排有利提升大火电和清洁能源竞争力..从最新颁布的《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》和《能源发展“十一五”规划》来看，“节能环保”已经成为行业未来几年发展的重要指导方针。
发电端：积极开发水电基地，优化建设煤电基地，加快建设核电基地；大力发展600MW及以上机组，“上大压小”，推进热电联产；水电建设重视环保问题，火电机组同步安装脱硫除尘。
电网端：重点输送水电，适度输送煤电，推进“西电东送”三大通道建设；优先调度可再生能源、核电等清洁能源发电，尽快建立并实施节能、环保、经济的发电调度方式。
定价机制：实行有利于节能、环保的电价政策，全面实施激励清洁能源发展的电价机制。
看好华能国际( 11.90,-1.31,-9.92%)、长江电力( 13.24,-0.89,-6.30%)。在节能环保的大背景下，我们认为单机规模较大的发电公司有望凭借其高效率和低能耗在电量调度上获得相对优势；而水电类清洁能源发电公司也将获得国家在上网电价和调度上的优惠政策，从而在未来的电力市场竞争中占据先机。综合节能环保给行业带来的影响和公司估值情况，我们建议投资者重点关注华能国际和长江电力(参看电力行业投资策略报告)。
电力设备：“三峡模式”助推行业升级..国内电网投资严重滞后，投资增长是未来长期趋势。我国电力工业“重发轻供”，电网建设投入严重不足，电网发展严重滞后于电源发展。展望未来10-20年，持续加大输配电领域投资、提高电网资产占比，是我国电力工业长期发展的必然趋势。根据规划，2007年电网投资同比高增长25%，预计2008-2010年均复合增长率为16%左右。
“市场换技术”借助外力实现技术进步。电力装备制造是关系到国计民生的产业，国家在重大项目招投标上一直采取“市场换技术”策略，将跨国公司的尖端技术通过联合投标嫁接到国内企业，并希望国内企业逐渐能够自主设计及生产，伴随跨国公司进入中国市场，核心制造技术也被带到中国。
行业频频上演“技术转让-消化吸收-自主创新”的经典“三峡模式”。..
资本市场对行业内公司快速成长产生深远影响。如借助资本市场融资功能加快企业间收购兼并；实施股权激励完善公司治理结构；股权投资分享其他上市公司成长等。
“节能减排”正在成为电力发展的主旋律。电力工业是能源消耗和污染物排放的“大户”，我国电力生产、输送和使用的效率提高是关键，高等级、高参数以及节能产品将是未来几年我国电力设备行业发展的主流方向。
中信证券( 56.40,0.61,1.09%) 王野
气候是影响资源禀赋的重要因素。资源禀赋，是经济决策的约束，也是科学思考的边界，是国家进行宏观调控都需要认真对待的要素。在影响资源禀赋的外在众多因素中，气候无疑是最重要的因素之一。气候变化分析，成为科学发展决策的基础。
气候变暖的危害成为国际共识；参与并在未来执行《京都议定书》的约定成为崛起的中国自发与自觉的选择。应对全球气候变暖行动机制的形成始于《京都议定书》。中国参与并在未来执行《京都议定书》的约定，这是民众自发关注的民生需求，是经济快速发展的中国需要自发承担的责任，也是中国要融入全球经济的国际要求。
中国经济发展的能源需求与和谐发展的博弈与兼容：需要节能排放。我国经济走向能源依赖重工业化阶段，人均能源消费潜力、低效的能源消费效率、能源特点下的温室气体排放的现况，都需要我们实现节能排放，但在经济快速增长阶段，实现节能排放具有极其艰巨性。
能源效率提高与能源替代，是实现节能排放重要途径。提高能源的转换和利用效率，节约能源是能够减少温室气体排放的，大力推动能源替代是减排C02的另一类重要措施。这也是与我国的经济和社会发展目标相一致的。
效率与替代下的能源政策：推进煤炭资源关停并转和整合，提高煤炭生产规模效率；完善资源行业社会成本，反映资源的社会综合效益；上大压小：提高耗能行业的行业准入，提高单位产出的能耗效益；加强新能源的立法与经济激励。
应对气候变暖的能源政策趋势下的投资机会：煤炭行业，和谐与意志强化煤炭行业定价权；石化行业，进入历史上最好的盈利周期；电力行业，投资银行创造价值；电力设备行业，“三峡模式”助推行业升级。应对气候变暖的能源政策趋势下的个股投资机会，详见下表。
前言：气候变化分析成为科学发展决策的基础资源禀赋，是经济决策的约束，也是科学思考的边界，是国家进行宏观调控都需要认真对待要素。影响资源禀赋的外在因素，应该成为我们思考最基本、最底层的因素。在影响资源禀赋的外在众多因素中，气候无疑，成为最重要的因素之一。气候变化分析：成为科学发展决策的基础。
全球气候变暖气候变暖范畴与成因气候是构成地球环境系统的重要因素，适当和稳定的气候是人类在地球环境中产生并生存和发展的必要条件。但是近200年以来，全球气候在人类活动的影响下，却发生了一些非自然的和不正常的变化，这些变化可以统称为气候变化。
目前，国际社会所讨论的气候变化问题，主要是指温室气体的增加所产生的全球气候变暖问题。尤其是指由于人类社会在生产和生活过程中，大量使用煤、石油和天然气等矿物燃料所排放的二氧化碳气体，导致地球大气中二氧化碳浓度逐渐增高，形成所谓的“二氧化碳罩子”，太阳光可以透入，地球上的热量却不能散发出去，以致地球表面温度逐渐上升，产生气候变暖的现象。由于二氧化碳等气体造成全球气候变暖的机理与“温室”的作用类似，故称之为“温室效应”，二氧化碳等气体则被称为“温室气体”。
虽然地球表面温度的维持，也离不开温室气体。如果没有温室气体，则全球地表平均温度应是-18.0℃，而工业化前很长一段时间全球地面的平均温度实际上是15℃左右。因此，全球气候变暖显然是由于温室气体的浓度显著超出了自然的限度所造成的灾难性现象。如果大气中的温室气体浓度继续增加，进一步阻挡地球向宇宙空间发射的长波辐射，为维持辐射平衡，地面必将增温，以增大长波辐射量。地面温度增加后，水汽将增加，冰雪将融化，又使地表进一步增温，即形成正反馈使全球变暖更显著。
全球气候变暖呈现加快趋势
根据国家气象局牵头下形成的《气候变暖国家评估报告》文献记录，近100年来，我国的温度变化同于北半球，均显示出20世纪40年代和80年代两个增温期，北半球平均温度80年代高于40年代，中国恰好相反。中国气候变化具有明显的区域性特征，西部地区近100年来平均气温与东部地区大体一致，但西部的变暖趋势更加明显。
从各季节的气温变化也存在较大差异，冬、春、秋三季气温上升，而夏季气温下降。其变化幅度分别为1.64℃、1.32℃、0.43℃、-0.16℃。增温最明显的季节是冬季和春季。
大体上，中国近100年增温幅度为0.5～0.8℃，增温速度为0.05～0.08℃/10a.
气候变暖的社会经济影响评价气候变化的领域影响我国气候变化影响已有研究，主要集中在农业、水资源、自然环境和海岸线。但这些研究的对象构成经济发展其他另外原始要素。
初步研究结果表明，气候变化将加剧我国北方的缺水状况。气候变化导致农业生产的不稳定性增加，局部干旱高温危害加重，春季霜冻的危害因变暖发育期提前而加大。观察表明，气候变暖，导致中国六大江河的实测径流量都呈下降趋势，北方河流发生断流；东部物候期提前，亚热带、温带北界北移。中国气候的重要特点是温度变化幅度大于地球上其他纬度地区，使得冬季采暖、夏天制冷用能的问题与同纬度国家相比更加突出。全球气候变暖将加剧未来中国夏季制冷的电力消费的持续增长趋势，对保障电力供应带来更大压力。
气候变化的地区影响从地区来看，东北地区增温有利于农业生产，但是作物长期冻害减少，潜在生育期延长。但特殊的生态系统，由于气候变暖和人类活动而退化或消失；部分区域的荒漠化和沙化危险性增加，森林生态系统结构会发生变化。华北地区继续缺水，西北地区降水增加但仍缺水。华东地区洪涝风险加大，夏季连年出现过量降水，使汛期长江下游干流潮位持续偏高，加剧洪涝灾害。华中地区增温不明显，但旱涝交替频繁。西南地区山地灾害加重；华南地区受海平面上升影响显著。
应对全球气候变暖的行动机制应对全球气候变暖的行动机制：《京都议定书》温室效应带来气候变暖，作为全球环境问题之首，除了具备普遍性外，还有其特殊性。气候变化给全人类带来的挑战使得人们最终将保护气候列入国际政治议程。
气候保护必然涉及全球范围大幅度减少温室气体的排放及减少对化石燃料的消费。对于化石燃料使用的削减和替代，成本是很高的，这将导致全球范围内利益的再分配，并不可避免地导致国家利益激烈的冲突。而且，国际气候谈判的博弈其重点是要形成保护全球气候的国际规则、涉及各个国家的长期经济、能源与环境发展空间和相关的权利与责任的确定，事关以确定环境权益为表现形式的国际政治经济新秩序的发展和作为国际公共物品的全球大气环境资源产权的部分界定与划分，对于国家竞争力有很大的影响。
关于气候谈判所达成的两个关键性文件，分别为《联合国气候变化框架公约》和《京都议定书》。《联合国气候变化框架公约》是一种比较原则性的、“软性”的国际法，而《京都议定书》则是带有约束性条款的、“硬性”的国际法。全球气候问题的国际治理就是具体实施《联合国气候变化框架公约》与《京都议定书》的国际气候制度。《京都议定书》虽属“硬性”，明确了发达国家控制二氧化碳等六种主要温室气体的时间表和目标，但对不履行承诺，条约中并无明文规定，也缺乏严厉的惩罚措施，而这却是保证《京都议定书》得以实现的前提。
《京都议定书》，是在《联台国气候变化框架公细UNFCCC)》下制定的，UNFCCC自1892年缔约之日起，已经有全球的185个国家的参与，并举行了9次由各缔约国参加的缔约方大会。在1997年12月于日本京都召开的《公约》第三次缔约方大会上，终于形成了关于限制二氧化碳排放量的成文法案。当该大会结束时，此公约已具雏形，并以当届大会举办地京都命名。《京都议定书》被公认为是国际环境外交的里程碑，是第一个具有法律约束力的旨在防止全球变暖而耍求减少温室气体排放的条约。
中国是该公约第37个签约国，于1998年5月29日签署。2002年8月，中国常驻联合国代表向联合国交存了中国政府对《联合国气候变化框架公约)京都议定书》的核准书。印度、欧盟和日本也相继批准了《京都议定书》。温室气体排放量(1990年)占世界总量17.4%的俄罗斯，于2004年10月22日批准了《京都议定书》，并于2004年11月18日，向联合国正式递交了《京都议定书》的批准书。美国是全球温室气体排放量最大的国家，曾于1998年11月签署《京都议定书》。但布什政府上台后，在2001年3月，以“降低温室气体量将会影响美国的经济发展”和“发展中国家也应该承担降低排放量和限制温室气体的义务”为借口，拒绝批准《京都议定书》。
《京都议定书》规定，到2010年，所有发达国家排放的二氧化碳等6种温室气体的数量，要比1990年减少5.2%，发展中国家没有减排义务。对各发达国家来说，从2008年到2012年必须完成的削减目标是：与1990年相比，欧盟削减8%、美国削减7%、日本削减6%、加拿大削减6%,东欧各国削减5%~8%，新西兰、俄罗斯和乌克兰则不必削减，可将排放且稳定在1990年水平上。
议定书同时允许爱尔兰、澳大利亚和娜威的排放级分别比1990年增加10%、8%、1%。
《京都议定书》在对发达国家减排义务做出规定的同时，也规定了非常灵活的履行义务方式。如基于市场的“联合履行”、“清洁发展机制”和“排放交
易机制”，从而为发达国家也提供了回旋余地。“联合履行”允许承担减排义务的国家在成本较低的另一承担减排义务的国家投资旨在减少二氧化碳排放的项目，并将因此减下来的减排额返还给投资国，冲抵减排义务。不过，“联合履行”只能在承担减排义务的发达国家之间实施。
“清洁发展机制”，允许发达国家在此名义下与发展中国家“联合履行”。
也就是说，把“联台履行”限制的向发达国家的投资，扩展到发展中国家，以换取减排额度来冲抵本国应负的减排义务。
“排放交易”的意思是，如果一国的排放量低于条约规定的标准，则其剩余的额度可以直接出售给完不成规定义务的国家，以冲抵后者的减排义务。
中国加入《京都议定书》的自发与自觉选择中国对气候变化和《京都议定书》的认识，经历了一个从环境，到政治、到经济的不断深化的过程。
《京都议定书》确定的基于市场的三机制，尤其是其中鼓励发达国家与发展中国家之间开展项目合作的“清洁发展机制”，可以给中国企业带来价值难以估量的世界最新技术以及看得到的大量资金。2004年6月，国家发展和改革委员会、科技部、外交部联合签署了《清洁发展机制项目运行管理暂行办法》。
在2004年11月，在日本举行的气候与环境变化技术周开幕式上，国家发展和改革委员会官员在开幕演讲中强调，在中国开展CDM项目既不存在行政上的障碍，也不存在技术上的障碍。
专家分析认为，《京都议定书》实施后，钢铁、石化业和以矿物能源为燃料的发电厂将受到很大的影响，其次是人造纤维、水泥和造纸业。目前发达国家在水泥、造纸和人造纤维等的新增投资已明显减少，钢铁和石化的投资也正向发展中国家转移。
由于发展中国家特别是中国的温室气体排放，随着经济的加速发展而急剧升高，预计很快会成为全球气候变暖的众矢之的。这一点，在随着中国更加融入全球经济和综合国力不断提升，更加突出。
中国经济发展能源需求与和谐发展的博弈与兼容我国经济走向能源依赖重工业化阶段2004年我国人均GDP突破1000美金，以住宅、汽车、家电等消费需求为主的消费升级，对资源消耗增大，依赖性强；而且重工业的比重明显提升，带动了资源消费的增长。无论是消费升级的驱动，还是工业化进程的拉动，我国对资源的需求都已进入持续上升阶段。世界一些国家的发展经验表明，人均GDP达到1000～3000美元后，汽车、高档电器等高档耐用消费品将逐步走入家庭，消费结构的升级和重化工业的加速发展，人均GDP增长进入能源依赖型阶段，人均能源消费量将呈现明显上升的趋势。日本在同样的一个阶段1953年~1980年的能源消耗量增长了6.4倍，年平均复合增长7.7%。韩国1977年人均GDP达到1000美元时人均耗电量627千瓦小时、10年后的1987年为1525千瓦小时，年均复合增长率9.3%；1988年泰国人均达到1000美元时人均能耗618公斤油当量，10年后的1998年人均能耗1112公斤油当量，年均能耗复合增长率6.5%。预计未来十年我国的能耗复合增长率将保持在年均8%左右，鉴于我们较大的能源基数，如2005年原煤产量21亿吨，仅按8%增长率我国的原煤年均增量为1.68亿吨，我国能源长期供应能力依然不容乐观。
能源资源特点与国际比较
我国常规能源探明总资源量约8230亿吨标准煤，探明剩余可采总储量1392亿吨标准煤，约占世界总量的10%。能源剩余可采总储量的构成是：原煤58.8%，原油3.4%，天然气1.3%，水能36.5%。煤炭在能源资源中占绝对优势，为1145亿吨；石油资源累计探明地质储量为227亿吨，剩余可采储量为24.2亿吨；天然气累计探明地质储量3.4万亿立方米，剩余可采储量为1.9万亿立方米。若按目前煤炭、石油、天然气生产能力计算，剩余可采储量的保证程度：煤炭为81年，石油为15年，天然气为30年，大大低于世界平均水平。
我国能源资源与国际比较有两大特点。其一，能源资源总量少，人均占有量低。我国能源资源总量约为世界的10%，但人均资源量仅为世界的40%。其二，优质资源少，保证程度低。煤炭剩余储量的保证程度是：世界平均为200年以上，我国不足100年。石油剩余储量的保证程度是：世界平均水平为45年，我国不足15年。天然气剩余储量的保证程度是：世界平均水平为61年，我国不足30年。必须指出，能源资源保证程度是以我国目前能源生产量计算的，若按照2020年我国的能源需求预测量估算的话，煤炭、石油和天然气的资源保证程度，则分别下降到30年、5年和10年。
我国能源供需形势能源是国民经济发展的重要物质基础和人类社会生活必需的物质保证。我国人口众多，但资源相对缺乏，在全面建设小康社会的进程中，国民经济持续快速发展，能源需求将不断增长，我国将面临严峻的能源供应问题。
按照党的“十六大”提出的全面建设小康社会，国家发改委预测，到2020年国民生产总值比2000年翻两番的总体目标，以分行业、分品种能源需求预测为基本思路，综合运用弹性系数、情景分析等多种预测方法，并参考国内外能源机构和专家学者的科研成果，初步预计，2020年我国能源需求总量约为30亿吨标准煤，需煤炭23亿吨、石油4亿吨左右、天然气2000亿立方米左右。
这是一个在充分考虑了技术进步、经济结构调整等因素，采取多种切实可行的政策措施，努力建设高效、节能型社会的前提下提出的方案。因此，要使能源消费总量不超过这个水平，需要付出很大的努力。预计到2050年，我国能源需求总量可能在60～70亿吨标准煤，满足这样高的能源需求将是我国能源供应的十分艰巨的任务。需要解决能源经济中的诸多问题，必须予以高度重视，未雨绸缪，早做准备，系统研究，认真筹划。
人均能源消费潜力我国人均能源消费水平低。目前，世界人均能源消费量为2.1吨标准煤，其中美国为12.3吨、日本为5.8吨、OECD国家为6.6吨。我国2003年的人均能源消费量为1.29吨，是美国的10%，日本的22%，OECD国家的19%，世界平均水平的61%，能源消费增长潜力巨大。要达到目前世界平均能源消费水平，我国能源消费总量将超过30亿吨标准煤，达到OECD国家的消费水平需要85亿吨标准煤。
低效的能源消费效率尽管我国人均能源消费较低，但能源利用技术落后，能源利用效率低。目前，我国总能源效率为32%，约低于世界平均水平10个百分点，单位GDP能源消耗是美国的3.5倍、欧盟的5.9倍、日本的9.7倍，世界平均水平的3倍。
同时，我国正处在经济高速增长时期，工业化、城镇化、小康社会建设都需要能源作为支撑，能源消费总量将不断提高，大力提高效率是降低能源消费总量的重要措施之一。
能源特点下的温室气体排放我国是世界上少数几个以煤为主要能源的国家，目前能源消费构成中煤炭占67%。能源消费过分依赖煤炭，造成了严重的煤烟型环境污染。目前，我国二氧化硫排放总量的90%是燃煤造成的，大气中70%的烟尘也是燃煤造成的。
这种大气环境污染不仅造成土壤酸化、粮食减产和植被破坏，而且引发大量呼吸道疾病，直接威胁人民身体健康。
由于能源结构的问题，每增加1吨标准煤的能源消费，我国排放的温室气体比世界平均水平高出50%。在不远的将来，我国将在排放总量上超过美国，成为世界第一大温室气体排放国。如果不采取有效措施，则温室气体排放的问题将进一步突出，我国将面临越来越大的国际压力。
节能减排：中国的积极应对节能减排的：经济学基础全球气候变暖应对的代际理论由于全球变暖问题具有大的时间范围，使之成为涉及未来各代人利益的重大问题，我们将这样的问题称为代际问题。从经济学意义上讲，代际问题就是各代人之间如何进行资源配置的问题。这里的“资源”，有广义和狭义之分。广义的资源就是经济学中常用的“稀缺资源”的概念，包括人力资源(或称人力资本)、自然资源与环境、人造资源(或称人造资本)三大类。而狭义的资源专指自然资源与环境。由于自然资源的消耗和环境质量的退化具有很大程度的不可逆转和不可替代性，近年来日益成为经济学研究中的热点，对代际问题的研究也就不可避免地涉及到这类问题。
代际问题与代内的人际问题有着相同之处，都是人际效用(或福利)的一种比较和加总，属于福利经济学的范畴。但是代际问题也有不同于代内问题的特殊之处。一是，由于时间的不可逆，使代与代之间产生了顺序。所以，代内社会选择中共同的无名(或无差别)原理对于代际公平的情况难以适用。以前各代人的决策后果，当代人只能被动的接受，而没有“在场”发言的权利；同样，当代人的决策，以后各代也没有参与的权利。这种差别是由时间本身具有的“不可逆性”决定的。二是，代数是不确定的，可以认为很大而没有任何限制。在理论分析中，一般要求所有的代际公平的解决方案对于无穷代都必须是有效的。三是，在连续的代之间存在交错或重叠；存在个体自身的时间偏好和某种形式的利他主义。这使得各代人的效用很难单独分离出来，予以适当加总。
四是，每代的决策都要受到前面各代已经作出的决策的影响；同时他的决策也要影响以后的所有各代。
代际与“可持续发展”代际问题不是孤立的问题，它的提出，是“可持续发展”思想提出与发展的必然结果。可持续发展的概念最早由挪威前首相布伦特兰夫人在1987年的联合国世界环境和发展委员会上提出：“可持续发展是这样一种发展，它既能满足当代人的各种需要，又不会使后代人满足自身需要的能力受到损害。”这一概念一经提出，就得到了广泛的接受和认同，并在1992年联合国环境与发展大会上在与会各国中达成了共识。可持续发展的这一权威定义，实际上也是对代际问题的高度概括。
可持续发展是人类发展面临的重大现实课题。人类活动的日益加剧所导致的全球变暖、物种灭绝和全球荒漠化等一系列难以逆转的巨大威胁正向我们迫近。资源与环境的可持续利用已成为亟待解决的问题。人类在面对现实，反思过去和展望未来中，深刻认识到：人类要持续地生存甚至更好地发展下去，就不能不为子孙后代着想，对某些可能造成严重后果的大问题未雨绸缪，尽早采取措施。全球变暖是涉及能源利用、植被保护和大气污染防治的综合性课题。
气候变化的过程缓慢，不太可能对当代人形成致命的威胁，但如果完全置之不理，有可能对后代造成难以估量的损失。因此，通过当代人的努力减缓气候变化，为后代提供良好的生存和发展环境，体现着代际关系的基本原则。
从经济学意义上看，可持续发展的一个核心问题就是对未来各代人福利的关注，即代际问题。这种关注是在人类对资源和环境施加的压力不断增长的背景下提出的。这些资源和环境为人类提供了可开采的原材料，吸收人类排放的污染物，用具有一定恢复能力的生态系统保护人类，提供美丽的景观等，然而这些对人类有价值的功能正在受到削弱。从核心问题延伸出另一个问题，就是经济系统是否有足够的能力，可以用其他形式的财富去弥补自然资源的减少，完全替代自然资源所发挥的全部功用，以保证未来各代的福利不会减少。而研究第二个问题的目的也是为了解决核心问题。因此，代际问题是可持续发展最为根本的问题。
节能减排测算原理最早的全球变暖模型代际模型是Nordhaus(1991)提出的，在此基础上发展而来的DICE模型具有广泛的影响力。清华大学在国家发改委研究基础上，研制I/O-INET模型，如图。该模型由投入产出模型和能源系统最优化模型耦合而成。
目标函数是优化区间内居民总效用的贴现总和。居民又分成农村和城市居民两类，以反映他们消费行为的差别和今后的城市化。效用函数的形式设定为一个线性支出系统。模型的功能是对投资与消费、各个部门以及各种技术之间的投资比例进行远期优化，以研究在外生给定的限控目标(减排方案)下，技术革新的方向及其投资成本，以及这些减排技术对策对宏观经济的影响。在计算比较了大量的宏观总量减排方案、部门减排方案和碳税方案之后，得出关于减排时间路径的基本结论。
模型的约束条件包括投入-产出平衡约束、自然资源约束、投资约束、外汇平衡和外债约束。每个投入产出部门又按技术发展情况分成多个技术子部门以反映投入要素之间的替代关系。模型还分别考虑了两种主要的温室气体(CO2和CH4)的排放量，可以讨论单独限制其中任一种气体排放造成的影响。
我国的节能减排目标
根据学术研究，由于全球气候变化问题主要取决于大气中温室气体浓度，所以最主要的问题还是控制温室气体的净累积排放量而非年排放量。以我国2050年减排30%的CO2净累积排放量为例，最佳的年排放量减排轨迹应该是几乎逐年递增的，认为我国CO2净累积排放量最佳排放轨迹，如下表。当时学术研究认为，在不过度影响经济增长速度基础上，最佳减排时机从2000年开始。
传统能源效率提升提高能源的转换和利用效率，节约能源是能够减少温室气体排放的，也是我国的经济和社会发展目标相一致的；另一方面，发展节能将可能是一种新的商业机会。
自改革开放以来，我国的节能工作取得了显著成效，从1978年到1994年的16年内，能源消费弹性为0.49，年节能率高达4.4%，以世界上最高的年节能率水平，维持了经济的高速增长。目前我国钢铁、水泥、化肥、造纸、发电等主要耗能产品的能源单耗，仍比世界发达国家高出30%～100%，风机、锅炉等通用耗能设备的效率，也比世界先进水平低20%～30%，节能尚有潜力。
随着我国国民经济增长方式的两个根本转变，也将会促进能源的节约和合理利用。但是无论如何，未来随着国民经济的高速发展，能源消费势必有合理的增长。前述的预测中己考虑了较大力度的节能措施，世界大多数国家在其工业化阶段(人均GDP为400～3500美元)，能源消费弹性一般都比较高，大都大于1.0，即使OECD国家，在80年代经济增长比较缓慢，而且大力推行节能政策的条件下，能源消费弹性仍平均为0.4以上。我国未来的能源消费弹性欲控制在0.4以下，则需大规模的投资和技术引进。无论如何，直到下世纪中叶，我国实现人均GDP达到中等发达国家的目标，经济长期保持较高的增长速度，能源消费欲实现零增长或负增长是不现实的。我们得在进行经济分析的基础上考虑尽量的提高能源的利用效率，促进节能工作。
新能源的能源替代大力推动能源替代是减排C02的另一类重要措施。我国能源结构以煤炭为主，C02排放强度高。在众多的能源替代技术中，可再生能源技术的发展有较大的可能会起到一定的作用。尽管可再生能源发电的比例可能不会太高，但可再生能源的非电力用途的发展空间是比较大的。这几年我国太阳能热水器产业的发展使得我们对于未来的可再生能源有比较乐观的设想。可再生能源将有较大的可能是一种新的商业机会。主要原因有三：第一，可再生能源的新增的市场主要在发展中国家；第二，我国的有些技术已经处于领先水平，如沼气，小水电和太阳能热水器；第三，发达国家在可再生能源方面还没有形成绝对的技术优势。核能也是有可能成为另一种新的商业机会。在西方国家的社会结构中，这种技术的发展会遇到很大的障碍，而在我国，或其他发展中国家，民众对于局部风险的反映会比较缓和，这使得核能在我国的发展有可能会走与西方国家不同的道路。另外，我国是国际上掌握核能技术较早的国家之一。
效率与替代下的能源政策推进煤炭资源关停并转和整合，提高煤炭生产规模效率以市场运作为主，强化政府推动和政策引导，打破区域界限，发展跨区域企业集团；打破行业界限，发展煤、电、化、路、港为一体的跨行业企业集团；打破所有制界限，发展各类资本参与的混合所有制企业集团。把大型煤炭企业集团培育成为优化煤炭工业结构的主体、大型煤炭基地开发建设的主体、平衡国内市场供需关系的主体、参与国际市场竞争的主体，逐步形成若干个由国有资本控股、担负跨省区市煤炭供应的大型煤炭企业集团，提高国家对煤炭资源的控制力和对煤炭市场的调控力，保障煤炭供应安全，促进煤炭工业健康稳定协调发展。根据资源分布特点、企业发展现状、对国民经济的重要程度以及长远发展的要求，煤炭企业战略性重组的重点区域是晋陕蒙宁、华东、东北、西南等地区，要依托大型煤炭基地内外部优势条件，兼并联合区域内中小型煤矿。
综合运用经济、法律和必要的行政手段，加快中小型煤矿的整合改造，实行集约化开发经营。鼓励大型煤炭企业兼并改造中小型煤矿。积极推进中小型煤矿技术改造，规模以上煤矿必须采用壁式开采工艺。继续整顿关闭布局不合理、不符合安全标准、浪费资源和不符合环保要求的小型煤矿，坚决取缔违法经营的小型煤矿。瓦斯、水、火等灾害严重的小型煤矿，重点予以整合，难以整合的限期退出。
完善资源行业社会成本，反映资源的社会综合效益完善资源有偿使用制度，建立煤炭资源税费与动用储量挂钩的机制，加大资源监管力度，提高煤炭资源回收率。制定政策，鼓励采用先进技术，开采建筑物下、铁路下、水体下煤层和极薄煤层。充分调动社会各界力量，增加煤田灭火工程投资，加快煤田火区治理，保护煤炭资源和生态环境。
切实落实中央财政对国有重点煤矿增值税定额返还和所得税返还政策。加快煤炭税费制度改革步伐，把煤矿企业税负降到合理水平。完善煤炭成本核算制度，将资源、环境、安全、劳动力、转产发展等费用足额纳入生产成本。推进电煤价格与市场价格并轨。
上大压小：提高耗能行业的行业准入，提高单位产出的能耗效益大力发展60万千瓦及以上超(超)临界机组、大型联合循环机组。采用高效洁净发电技术改造现役火电机组，实施“上大压小”和小机组淘汰退役。
推进热电联产、热电冷联产和热电煤气多联供。在工业热负荷为主的地区，因地制宜建设以热力为主的背压机组；在采暖负荷集中或发展潜力较大的地区，建设30万千瓦等级高效环保热电联产机组；在中小城市建设以循环流化床技术为主的热电煤气三联供，以洁净能源作燃料的分布式热电联产和热电冷联供，将分散式供热燃煤小锅炉改造为集中供热。到2010年，使火电供电标准煤耗由2005年的每千瓦时370克下降到355克，厂用电率由5.9%下降到4.5%；城市集中供热普及率由30%提高到40%，新增供暖热电联产机组超过4000万千瓦，年节能3500万吨标准煤以上，为改善城市空气质量作出贡献。
推进科技进步，鼓励节能环保贯彻落实“自主创新，重点跨越，支撑发展，引领未来”的科技发展指导方针，建立和完善以企业为主体、市场为导向、产学研相结合的能源科技创新体系。优先发展先进适用技术，提升能源工业技术水平；加强前沿技术研发，为未来能源发展奠定基础。
加强新能源的立法能源保障提升，离不开能源替代。大多数可再生能源发展取得成功的国家的经验表明，通过立法手段，明确可再生能源的法律地位，将发展可再生能源作为全民的义务，是促进可再生能源发展的根本途径。目前世界上已经有50多个国家，以不同的方式，通过立法支持可再生能源的发展。
强制手段是国外大多数国家促进可再生能源发展的根本法律基础，在多数国家的可再生能源法或其他相关的能源法或电力法中均有体现，但是其法律形式有很大的差别。目前，各国采用的强制手段大体上有三类，一是强制配额制度；二是强制购买制度；三是自愿购买的绿色能源制度。
加强新能源应用的经济激励措施除了强制手段之外，大多数国家还采用了具体的经济激励措施，保障各个方面的利益。具体的激励手段如下：(1)补贴政策。这是我国常见的一种激励手段，国外也屡见不鲜。一般而言，补贴有三种形式：一是投资补贴，即对投资者进行补贴。二是产出补贴，即根据可再生能源设备的产品产量进行补贴。
我国目前还没有这种补贴政策。三是对消费者进行补贴。(2)税收政策。一种是对可再生能源实施税收优惠政策，如减免关税、减免形成固定资产税、减免增值税和所得税等；另一种是对非可再生能源实施强制性税收政策，如碳税政策等。(3)价格政策。由于可再生能源产品成本一般高于常规能源产品，所以世界上许多国家都采取了对可再生能源产品实行价格优惠的政策。理论分析和实践都已证明，价格优惠是一项非常有效的激励措施，只要应用得当，就可以起到促进技术进步和降低成本的作用。(4)低息(贴息)贷款政策。低息(或贴息)贷款可以减轻企业还本期利息的负担，有利于降低生产成本；缺点是政府需要筹集一定的资金以支持贴息或减息的补贴。贷款数量越大，贴息量越大，需要筹集的资金也越多，因此，资金供应状况是影响这一政策持续进行的关键性因素。(5)政府采购政策。此外，政府支持的技术研究和开发活动也属于政府采购的范畴。
应对气候变暖的能源政策趋势下的投资机会煤炭行业：和谐与意志强化煤炭行业定价权..煤炭行业运行：07年1-3月份，高位运行。07年一季度，全国原煤产量5.06亿吨，同比增长5.6%(煤炭协会)；全国商品煤销量4.9亿吨，增长16.9%，增幅同比上升11.7个百分点。煤炭中央企业均价1-3月份累计318.57元/吨，同比增长5.28%；原煤成本累计209元/吨，同比增长7.2%。
煤炭行业供求判断：煤炭行业未来处于供需基本平衡偏紧阶段。考虑到07年、08年、09年约产能2亿、2.4亿、2.5亿吨产能释放。存量产能3.8%技改增长，每年约5000万吨的淘汰产能，按2006年底23.8亿吨产能，07年～09年新增供给2.38亿吨、2.87亿吨、3.08亿吨、增长率分别为10.25%、11.27%、10.82%。根据我们对主要需煤行业的增长情况，尤其是火电增长率的回升，预计煤炭08年～09年实际煤炭需求增长仍将保持在12%～14%左右。
煤炭行业政策：煤炭资源整合稳步推进，节能排放，力度不断加大。在国家的《能源“十一”规划》与《煤炭行业“十一”规划》，强调国有资本对能源，尤其提到煤炭资源控制，煤炭资源整合稳步推进；欧盟通过能源新政策，政策强化“节能减排”义务，这些将约束负责任的中国经济发展的能源依赖。在2006年，我国万元GDP能耗三年来首次出现下降，但却没有实现年初确定的万元GDP能耗降低4%和主要污染物排放减少2%的目标，节能排放未来，力度不断加大。
和谐与意志强化煤炭行业定价权，煤炭行业景气将处在高位运行。在煤炭资源品加大集中的同时，国家希望能够发挥资源品对节能减排的调控作用下，当国家经济进入能源依赖的发展阶段下，煤炭下游需求依然强劲。因此，我们认为和谐与意志能够强化煤炭行业的定价权。
行业投资评级：由于资源品绝对地租和国家宏观经济持续发展预期下，煤炭行业却能经历2006、2007年产能集中释放，仍然保持高位运行。为此，我们给与行业未来“强于大市”投资评级。并重点推介，煤炭品种稀缺、产能释放或资产并购、煤炭一体化深加工企业。
石油行业：进入历史上最好的盈利周期..长期高企的油价和行业景气，使得石油巨头们在2004-2007年期间盈利丰厚，全球因巨额石油收益而产生的资本流动更趋活跃。亚太成为最具活力的投资地区之一。
未来五年，中东和包括中国在内的亚太地区将是全球炼油和石化产能增长最快的地区，亚洲将成为世界最大的石化市场。而2007-2010年，全球基础化学品和塑料需求的年增长率将达3.8-4.1%，中东和中国的石化产业将处于旺盛发展期，需求拉动的景气状况仍将维持。
我们判断2007年全球石化行业景气度继续在高位盘整，聚烯烃价格高位波动，成品油消费和大宗化工品市场需求维持高增长，上下游一体化的能源化工公司将进入历史上最好的盈利周期，投资价值明显。
由于财富效应和工业化进程，中国对石油的需求在长期内有加速增长之势，目前中国的石油进口依存度的不断提高，而能源消费结构又相对单一，使得中国因排放问题而导致环境恶化的问题日益严重，倡导清洁能源，减低污染是目前尤为紧迫的问题。
在一次能源消费中，石油占据比较重要的位置，倡导“清洁能源”是解决全球变暖的根本途径，按照目前的排放计算，天然气是排放率较低的清洁能源。大力倡导清洁能源消费，积极拓展天然气的开发和利用，是解决气候变暖的一个有效途径。
电力行业：节能减排有利提升大火电和清洁能源竞争力..从最新颁布的《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》和《能源发展“十一五”规划》来看，“节能环保”已经成为行业未来几年发展的重要指导方针。
发电端：积极开发水电基地，优化建设煤电基地，加快建设核电基地；大力发展600MW及以上机组，“上大压小”，推进热电联产；水电建设重视环保问题，火电机组同步安装脱硫除尘。
电网端：重点输送水电，适度输送煤电，推进“西电东送”三大通道建设；优先调度可再生能源、核电等清洁能源发电，尽快建立并实施节能、环保、经济的发电调度方式。
定价机制：实行有利于节能、环保的电价政策，全面实施激励清洁能源发展的电价机制。
看好华能国际( 11.90,-1.31,-9.92%)、长江电力( 13.24,-0.89,-6.30%)。在节能环保的大背景下，我们认为单机规模较大的发电公司有望凭借其高效率和低能耗在电量调度上获得相对优势；而水电类清洁能源发电公司也将获得国家在上网电价和调度上的优惠政策，从而在未来的电力市场竞争中占据先机。综合节能环保给行业带来的影响和公司估值情况，我们建议投资者重点关注华能国际和长江电力(参看电力行业投资策略报告)。
电力设备：“三峡模式”助推行业升级..国内电网投资严重滞后，投资增长是未来长期趋势。我国电力工业“重发轻供”，电网建设投入严重不足，电网发展严重滞后于电源发展。展望未来10-20年，持续加大输配电领域投资、提高电网资产占比，是我国电力工业长期发展的必然趋势。根据规划，2007年电网投资同比高增长25%，预计2008-2010年均复合增长率为16%左右。
“市场换技术”借助外力实现技术进步。电力装备制造是关系到国计民生的产业，国家在重大项目招投标上一直采取“市场换技术”策略，将跨国公司的尖端技术通过联合投标嫁接到国内企业，并希望国内企业逐渐能够自主设计及生产，伴随跨国公司进入中国市场，核心制造技术也被带到中国。
行业频频上演“技术转让-消化吸收-自主创新”的经典“三峡模式”。..
资本市场对行业内公司快速成长产生深远影响。如借助资本市场融资功能加快企业间收购兼并；实施股权激励完善公司治理结构；股权投资分享其他上市公司成长等。
“节能减排”正在成为电力发展的主旋律。电力工业是能源消耗和污染物排放的“大户”，我国电力生产、输送和使用的效率提高是关键，高等级、高参数以及节能产品将是未来几年我国电力设备行业发展的主流方向。
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