随着上市公司年报披露截止日期临近，多家上市缆企在近期发布了2015年度财报(或业绩快报)。其中，包括江南集团在内的14家线缆上市公司在财报(或业绩快报)中明确载明了2015年营业收入等数据。 财报显示，上市缆企营业收入强劲增长超10%。与该数据形成鲜明对比的是电缆行业总产值反而增长乏力。据国家统计局数据，2015年我国电线电缆产值约1.3万亿，与上年比增长3%不到。 2015年上市公司营收总体增速令人满意。其中，通达股份、亨通光电和远程电缆营业收入增长均超20%，增速分别为71.24%、29.58%和22.42%;营业收入增速超10%的有8家，只有3家增长未能达到行业平均水平，它们分别是金杯电工、南洋股份和汉缆股份。值得注意的是，汉缆股份2015年营业收入下降10.03%，是上市缆企中营业收入唯一出现负增长的企业。 根据目前已公布的数据计算，14家上市缆企2015年营业收入与上年相比总计增长12.37%，增速更是行业平均增速的4倍以上。这也可以从开工率中得到验证，以上市缆企为代表的大型线缆企业开工率一直保持较高水平，基本能够稳定在70%左右，反观中型和小型企业的开工率，自2010年以来整体呈现下降态势，目前还难以看到企稳迹象。 2015年线缆企业开工率情况 众所周知，中国电线电缆行业以中小企业居多，行业集中度不高。据最新出版的《2015-2016年中国电线电缆行业深度研究及投资前景评估报告》显示，截止2015年，电线电缆行业规模以上企业约3800家，而行业内企业总数近万家。行业规模排名前10位企业的市场累计产值占全行业比例不到10%。 另据国家质检总局 2014 年统计，目前取得 CCC 强制性认证的电线电缆企业有 5500 余家，大型、中型、小型企业比例约为 2%、 13%、 85%，行业集中度远低于发达国家水平。 随着经济新常态的到来，具有先进技术、管理规范、质量过硬、综合竞争力较强的线缆上市公司将逐步掌握主动，通过上市公司平台优势，加强资本运作，逐步展开兼并重组工作，不断扩大在行业内的影响力，行业集中度有望在未来继续得到提高，将逐步与发达国家水平看齐。

编者：吴敬儒先生，资深电力专家，研究领域广泛，涉及电力工业发展、电力体制改革、电力规划、水电及新能源建设、核电等诸多领域，具有很高的学术影响力。 本报告主要研究新常态发展阶段的电力工业发展问题及建议。 发展水平预测 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 改革开放以来我国社会经济发展取得了举世瞩目的伟大成就，2014年国内生产总值增长7.4%，达到636463亿元(约10.36万亿美元)居世界第二位;发电量55459亿千瓦时，发电装机容量13.6亿千瓦，均居世界首位。我国人口多，人均水平不高，国内生产总值人均仅7574美元，仍低于世界人均水平;发电量人均4057千瓦时，稍高于世界人均水平(约3300千瓦时)，仍属于发展中国家，处于社会主义发展初级阶段，发展潜力巨大，道路正确，实现两个百年目标任重道远，需继续快速发展。 据我国经济研究机构及专家研究，为全面实现小康目标，2015～2020年均GDP增速约需6.6%左右。2021~2031年后10年增速将放缓至5%左右，人均GDP进入发达国家初期水平。 发电量增速由经济增速和综合反映经济结构调整、节电力度等因素的电力弹性系数来决定。在单位产量耗电大的重工业快速发展阶段电力弹性系数大于1。在经济结构调整单位产值用电较少的三产及部分二产产品比重增大阶段，电力弹性系数在0.6～0.82左右。近3年电力弹性系数为0.71。我国今后发展趋势三产及单位产值耗电少的高精尖产业将快速发展，比重增大，因此我国近期电力弹性系数可能在0.7左右，以后还将逐步降低。 综合以上情况分析，我们按2015～2020年GDP年均增长7%、电力弹性系数0.7，2021～2030年GDP年均增长5%左右、电力弹性系数0.5，预测2015～2030年发电量水平如表1。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距，为实现第二个百年目标达到发达国家水平迈出了重要一步。从发电总量水平看，今后16年我国将超过美国、欧盟较多，稳居世界首位。从人均用电水平看，仅为美国一半，经合组织国家(OECD)综合平均水平的70%左右，日本的75%左右，差距仍较大(如表2)，需继续快速发展。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 发电电源构成预测 电源结构优化，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 为保护环境实现可持续发展，我国提出了非化石能源比重在2020年达15%，2030年达20%的目标。因此必须优化电源结构，优先大力加快可再生能源电源和提高核电发展比重使其在2020年占30%以上，2030年占40%以上。在大力加快非化石能源发电发展方针指引下，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 经结合我国实际情况初步分析研究测算，2015～2030年发电量及发电装机容量构成情况如图1、图2。 各种电源发展概况如下：一、水电。2014年常规水电装机2.8亿千瓦，发电量10661亿千瓦时，在建规模不足3000万千瓦。水电技术可开发容量5.42亿千瓦，未开发水电资源主要集中在四川、云南、西藏，是今后发展的重点。预测常规水电2020年装机3.6亿千瓦，电量1.26万亿千瓦时;2030年装机4.5亿千瓦，电量1.59万亿千瓦时，占16.8%。技术可开发容量除雅鲁藏布江外均得到较好开发利用。 应大力加快建设抽水蓄能电站，2014年抽水蓄能电站装机2183万千瓦，在建规模2114万千瓦，预测2020年装机容量5000万千瓦，2030年1.1亿千瓦，容量占比提高到3.8%。 二、风电。2014年并网风电装机容量9581万千瓦，发电量1563亿千瓦时，发展态势良好。我国风电资源丰富，陆上可开发容量25.7亿千瓦，海上1.9亿千瓦，开发条件好，建设快，投资省，陆上风电成本已接近煤电上网电价，2020年可降至同价，是加快可再生电源发展的重点。预测2020年风电装机将达到2.5亿千瓦，发电量5000亿千瓦时，2030年5亿千瓦，发电量1万亿千瓦时，占10.6%。 我国陆上风电资源分布集中在北方，与用电中心地区不一致，因此加快风电发展必须采取在内蒙古、甘肃、新疆规划建设特大型风电基地向京津冀鲁、华东、华中电网送电和在各地积极开发利用当地风电并举的方针，今后将以开发蒙、甘、新风电向外送电为主，2030年将占全国风电50%左右，为此建议像三峡工程电源电网同步协调规划建设那样来规划建设北方大型风电基地及北电南送电网规划建设工作。 风电是随机间歇性不稳定电源，需和其他调节性能好的电源协调配合运行，才能保证供电质量及电网运行稳定安全。抽水蓄能电站是目前最优的蓄能调节电源，最好建在发端，无建站条件时也可建在受端，数量约在风电综合供电出力的20%～30%左右，应按实际需要研究确定。 海上风电靠近用电中心地区，发电小时高，电网消纳方便，建设难度大、投资贵、发电成本高，除潮间带外一般约为陆上风电一倍左右。应因地制宜积极有序开发利用。 三、光伏发电。在国家政策鼓励下光伏发电近来发展很快，2014年并网光伏发电容量2652万千瓦，发电量237亿千瓦时，当年新增1063万千瓦，电量147亿千瓦时，实现了跨越式发展。预测2020年将达1亿千瓦，2030年3亿千瓦。由于我国人多地少，经济发达地区人口稠密，适宜发展以阳光屋顶为主的分布式光伏发电，是今后发展重点，占比将达60%～70%左右，这在德国占80%以上。西部地区具有建设大型光伏发电基地向外送电的条件，因电能质量差、成本高，经济上竞争力差，如何发展有待深入研究确定。 由于科技创新进步很快，光伏发电造价和成本下降很快。目前每千瓦投资约7000～10000元，上网电价0.8～1元/千瓦时，仍高于火电，需靠补贴支持是制约光伏发电发展的主要因素。国家要求2020年光伏上网电价降至与销售电价同价。 发电成本高，阳光建筑屋顶落实困难，西部地区大型光伏基地向外输电经济性差，随机间歇性电能质量差，是制约光伏发电发展的四大因素，必须认真研究，大力攻关，创新改革，妥善解决。 光热发电电能质量较好，但设备复杂，造价和成本较光伏发电高一倍多，市场竞争力差，我国已建成6座总容量1.39万千瓦实验性电站，核准10座容量40.36万千瓦，需继续进行研究实验，掌握技术，少量发展。 四、核电。我国2014年核电运行机组22台，装机容量1988万千瓦，发电量1262亿千瓦时，占2.3%;在建核电26台，容量2590万千瓦。预测2020年核电容量约5300万～5800万千瓦左右，发电量约3600亿～4000亿千瓦时;2030年装机容量13000万千瓦，发电量约9300亿千瓦时。今后我国核电发展将全部采用第三代核电技术，自主研发的“华龙一号”、CAP-1400和引进技术的AP-1000、EPR-150设备，“华龙一号”将是今后发展重点。 “华龙一号”目前已定点福清、防城港两个项目4台机组，步子太小，应抓紧再核准一批项目;及时开工三门、海阳、昌江等二期工程;争取今年新开工规模1500万～2000万千瓦左右，争取在2020年投产500万～1000万千瓦左右。荣城CAP-1400项目在AP-1000投产成功后建设。内陆核电可在有效防止发生重大核泄漏事故时不扩散核污染，确保环境清洁安全条件下有序安排建设。需研究解决在沿海软基地区建设核电的可行性问题。 鉴于核电建厂条件高，涉及面广，选址定点前期工作周期长、落实难，要加强核电中长期发展规划工作，确定2030年前建设项目地址和机型，并定期根据新情况进行修改调整。已选定厂址要很好保护。 我国核燃料循环体系，前端相对完善，后端严重滞后，已不能满足核电快速发展的需要，要加强后端产业规划、科技研究和设施建设工作。 继续加强核电科研开发工作，需尽快全部掌握第三代核电核心技术和设备制造能力，并积极开展第四代核电堆型的研发工作，加快快中子增值堆(简称快堆)研究和三明80万千瓦商业性示范快堆的科研试制建设工作，争取及早建成，加强核聚变科研工作等，使我国核电科技处于世界先进水平。 五、煤电。近期以来由于可再生能源发电、核电及天然气发电等清洁电源加快发展、煤电占比逐年下降，2014年我国煤电装机容量82524万千瓦，发电量39075亿千瓦时，占70.4%。煤电成本低，供电安全可靠，资源立足国内仍为发电电源构成主体。在发展清洁电源的同时，仍需科学合理发展一部分清洁煤电，预测煤电发电量2020年约46010亿千瓦时，装机容量10.44亿千瓦，2030年发电量47570亿千瓦时，装机容量11.86亿千瓦，煤电发电量将在2025年前后达到峰值，以后逐年减少。 要着力抓好煤炭清洁发电工作。(一)新建煤电一律做到污染物近零排放，并对现有电厂加快改造;(二)2030年供电煤耗降到300克/千瓦时以下，加强700摄氏度高超超临界发电设备研制，大力推广热电联产;(三)加强对温室气体捕集、贮存、利用技术研究工作，建设试点示范工程，掌握技术、经验。 为帮助解决风电、太阳能等随机不稳定电源出力变化时对电网供电质量的影响，要研究加大煤电机组调节能力。煤电利用小时数将进一步降低，煤电装机容量的增速将大于电量增速。 为改善环境，我国东部地区已限制或减少煤电发展，今后煤电发展重点将在煤炭资源丰富的中西部地区。 六、天然气发电。2014年天然气发电装机容量5567万千瓦，发电量1183亿千瓦时，占2.13%。与2012年世界天然气发电量51040亿千瓦时，占22%比较，差距很大，这是我国天然气供应条件决定的。天然气发电有效率高、调节性能好、污染少、温室气体排放量较煤电少60%，可在用电中心地区建设，发展热电冷联产分布式电源等优势。但发电成本高，目前约0.8元/千瓦时左右，较煤电贵一倍，这是制约发展的主要因素之一;过去天然气长期供应量不足，只能少量用于发电，也影响了发展。我国今后天然气供应量增加很快，2020年将达3500亿～4000亿立方米，2030年达5000亿～6000亿立方米，在优先满足民用、工业、交通用气后可用于发电数量大量增加，为天然气发电快速发展创造了有利条件，今后发展快慢将取决于气价及气电上网电价。最近制定的气电价格可较煤电高0.35元/千瓦时，费用由各省自行解决的政策，将有利于气电发展。 为改善环境质量，气电将在电价承受能力高的东部地区有较快发展，并替代部分现有煤电;中西部地区在气价低的地区发展，气电比重将逐年提高。初步预测2020年气电装机将达1亿千瓦，发电量3500亿千瓦时，用气约700亿立方米;2030年气电装机约1.8亿千瓦，发电量6300亿千瓦时，占比提高到6.7%，用气约1260亿立方米。 七、其他能源发电。主要包括生物能、垃圾、余热余压、地热、海洋能发电等，2014年发电装机容量共2954万千瓦，发电量1436亿千瓦时，占2.9%，其中余热余压发电约占一半以上，生物能占15%左右，垃圾发电占13%左右。在用能多的大工业增速放缓后，余热余压发电增量减少;我国地少人多，生物能发电只能因地制宜少量发展;垃圾、地热发电将继续根据资源供应情况发展，数量不多，因此今后其他非化石能源发电增速将放缓，按降至2%左右预测，2020年发电装机约3330万千瓦，发电量1650亿千瓦时，2030年装机4100万千瓦，发电量2000亿千瓦时。 电网发展情况预测 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。 随着用电增加，六大电网将进一步扩大。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。全国联网进一步加强。华北、华东、华中、东北将逐步形成1000千伏特高压交流网架，西北750千伏电网进一步加强，南方电网特高压超高压交直流网架增强。各级电压电网相应配套协调发展，电网智能化水平提高。 我国可再生能源资源分布与经济发达地区不一致，呈逆向分布。随着水电、风电、太阳能发电的加快发展利用、大型发电基地的建设，电网必须统一规划，同步配套协调建设，才能充分发挥作用，电网发展必须加强。 在开发川、滇、藏大型水电基地时必须规划建设四川、藏东南至华中电网，云南、藏东南至南方电网西电东送的交直流输变电工程。加快开发利用内蒙古、甘肃、新疆三省区21.3亿千瓦风能资源，建设大型风电基地向华北、华东、华中电网供电必须建设内蒙古至京津冀鲁、内蒙古至华东电网，甘肃新疆至华中电网的北电南送三大输电通道，输送风电经济可用容量2020年约4000万千瓦(风电装机8000万千瓦)，电量1600亿千瓦时;2030年1.2亿千瓦(风电装机2.4亿千瓦)，电量4800亿千瓦时。这是利用北方丰富风电向东、中部缺能地区输送风电、增加清洁能源供应减少污染的宏伟工程。在北方煤炭矿区建设的几个大型清洁煤发电基地也要建设几项特高压交直流输电工程向华东、华中电网供电。特高压交直流电网将有巨大发展。跨区送电能力增强，全国联网水平提高。 要研究风电、光伏等随机间歇性不稳定电源比重增大后，提高电网消纳能力及保障安全经济稳定运行问题，提出各类电源的优化组合和协调配合运行措施，提高安全经济供电水平，发挥智能电网作用。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。2030年电网规模将再增大40%～50%。 电力科学发展的建议 一、我国经济进入新常态发展阶段，电力工业也相应进入新常态发展时期，将以中高速较快发展，结构改善、污染减少、质量提高。 应采取有力措施推动2020年发电量达到7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，发电装机容量约20亿千瓦，非化石能源发电量2.44万亿千瓦时，占比提高到33%;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，非化石能源发电量4.08万亿千瓦时，占比进一步提高到43.1%，发电装机容量29亿千瓦。为实现两个百年目标，改善环境质量，推进绿色可持续发展创造良好条件。 二、大力加快可再生能源发展，优化电源结构，必须狠抓落实，认真解决发展中存在的薄弱环节及难点问题。 (一)水电。要抓紧审定怒江流域水电开发规划并确定第一批开发项目，目前水电在建规模不足3000万千瓦，已严重影响今后发展，为实现2020年常规水电达35000万～36000万千瓦目标及今后发展需要，今年必须新开工一批项目，使建设规模达7000万～8000万千瓦左右。主要项目有白鹤滩、乌东德、双江口、杨房沟、苏洼龙等。2014年在建抽水蓄能电站17座、容量2114万千瓦，不仅满足配合风电、太阳能发电、核电快速发展需要，还需在华北、华东、南方电网新开工一批项目，增加规模1000万千瓦左右。 (二)风电。风电已是我国第三大发电电源，电价已接近煤电，开发技术成熟，已具备大发展条件。但陆上资源82%集中在内蒙古、甘肃、新疆，经济发达地区不多，在蒙、甘、新规划建设大型风电基地及同步规划建设北电南送三大通道向京津冀鲁、华东、华中电网送电是加速风电发展，增加发达地区绿色可再生能源供应，改善环境的战略性重要措施。又可促进各地经济发展，增加就业。目前对此认识不足，重视不够，缺乏全面规划，已安排几个特高压交直流输电项目，以输送煤电为主，风电仅为陪衬，数量很少。为此建议对蒙、甘、新21亿千瓦容量4.6万亿千瓦时电能(相当于50多个三峡电站)风电资源，做好全面发展规划及分期分批开发建设规划，和相应配套电力系统全面及分期分批发展建设规划。首先要着重搞好“十三五”及2030年发展规划，确定风电开发总体布局，各大型风电基地建设地点及规模、建设年限，供电地区和特高压交直流输电工程两端落点，输电方式、容量、距离等，经核准后分别组织实施。同时规划建设配套的抽水蓄能电站、火电项目、辅助工程等。以确保电网供电质量、安全稳定运行。 (三)太阳能发电。主要发展光伏发电，并以分布式阳光屋顶为主，比重应占60%～70%，狠抓落实是关键。将任务及政策措施落实到省，建立分省负责制，负责编制光伏规划，协调各方关系，制定对新老建筑建设光伏发电的政策，新建筑一般必须配套规划、建设光伏发电，任务明确到各地项目，加强督促检查，补贴费用及时到位，增强投资积极性。大力加强科研攻关工作，降低光伏发电成本是加快光伏发电发展的最重要措施。确保2020年降至销售电价水平，以后再进一步降至电网平均上网电价。 三、安全高效发展核电 当前主要问题是：(一)“华龙一号”定型较晚较少。(二)在建规模太少，不能满足2020年投产5800万千瓦需要，并严重影响今后发展，急需新开工一批项目，扩大建设规模。建议今年在福建、广西、广东、浙江、江苏、山东、辽宁择优新开工一批采用“华龙一号”及第三代核电技术的机组项目，续建三门、海阳、昌江二期工程，增加建设规模约1500万～2000万千瓦，争取2020年前投产500万～1000万千瓦。专家认为“华龙一号”技术成熟，批量推广风险不大。同时又可拉动我国经济发展，扩大出口，提高核电技术水平。 加强核电中长期规划工作，把2030年投产及建设项目落实到省。 四、加强电力规划工作 (一)加强调查研究，编好“十三五”及2030年全国、六大网及各省电力规划，着重搞好电源优化配置，加快非化石能源发展，电源电网统筹协调发展问题，狠抓落实。克服目前存在的电源、电网规划建设不配套，对非化石能源发电发展重视不够，规划目标不落实等问题。 (二)加强以输送风电为主、煤电为辅的北电南送三大通道重大专项综合规划工作。 (三)加强四川、云南、藏东南水电西电东送重大专项综合规划工作。 (四)加强对各大发电公司发电规划和两大电网公司电网规划指导和协调工作，搞好智能电网发展规划。 (五)加强重大项目科技创新攻关规划，抓好雅鲁藏布江干支流开发规划及输电规划和重大问题研究工作等。(庄来佑、张建贤、孙家康、高有典、王建生、何百磊参与研究)

能源电力的安全稳定供应与人口、资源、环境关系密切，也深切影响经济和政治大局。中国的用电量能否与人口趋势、资源禀赋和环境容量相匹配，已超过电力增长成为核心和焦点问题。 解答这一问题首先要回答中国人口的峰值是多少?拐点何时出现?并且，这也是制定能源电力战略和长期规划的关键依据。 目前，国内虽然有一些机构建立和采用复杂的模型方法预测电力需求，但多数单位主要使用GDP增速弹性系数法、部门需求法和人均用电量法预测电力中长期需求。 由于GDP增速的长期预测十分复杂，加之不同国家间以及同一个国家在经济社会发展的不同阶段用电量的GDP增速弹性系数相差较大，通过GDP增速弹性系数法预测全社会用电量容易产生较大误差。部门需求法存在部门种类多、难以预测、误差叠加的问题。 相比之下，由于一个国家的人口数量相对容易预测，且世界各国人均用电量数据齐全，容易参照和比较。因此，采用人均用电量法预测电力需求峰值相对容易简便，并且便于探讨和修正。 在延耽多年的人口政策下，中国的人口下降趋势和老龄化趋势已经势不可挡，联合国周三公布的2015《世界人口展望》报告预测，印度人口有可能在7年之内超过中国，成为世界上人口最多的国家。印度人口可增长到16.6亿，中国在2100年降至10.04亿。 全球目前有73亿人口。预测到2100年世界人口将达112亿。特别是在非洲，85年后人口几乎将翻两番，而中国和欧洲人口将进一步萎缩。 到2025年，中国65岁以上的人口将占总人口的15%左右，印度则仅为8%左右。人口的此消彼长，对于今后两国政治、经济甚至军事领域，都将产生巨大的影响。人口数量是预测中长期电力需求的重要参数，直接影响全社会用电量的最终数值，同时人口数量和结构与人均用电量水平也有密切关联。 2031至2050年，我国将出现人口死亡高峰，按人均自然寿命80岁计算，将有约4亿人去世;同期，按较乐观的总和生育率估算，最多约有2亿人出生。期间，我国人口将由峰值快速下降，进入长期的人口持续快速下降期并延至2100年。 随着人口总量降低，全社会用电量也必将由升转降，我国电力供需矛盾转变为加大改革、优化结构、优化服务，降低成本，实现可持续、普惠、民生式发展。

　　一、光伏应用市场真正启动 　　国家发改委１日宣布制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价，按项目核准及建成时间的不同，上网电价分别核定为每千瓦时1.15元和每千瓦时1元。这意味着业界期待多年、对光伏市场启动有着标志意义的上网电价政策(又称“固定电价政策”)正式出台。 　　国内光伏扶持政策获重大突破 　　“这次政策最重大的意义不在于上网电价多少，而在于政策出台本身。”中国可再生能源学会副理事长孟宪淦１日在接受记者采访时表示，固定电价政策是全世界最普遍通行的光伏发电扶持措施，也是多年来推动欧洲光伏应用大规模发展的主流政策。它在中国的推出是国内光伏扶持政策的一个重大突破。 　　在他看来，过去中国没有这么一个政策，因此光伏市场发展也相对缓慢，但如今有了一个统一的标杆电价，先不论电价高低，至少对光伏行业是个好事情。 　　“这次政策的出台时间也比我们预期得更早。”孟宪淦说，“原先业界普遍预计2015年前中国能将光伏投资控制在每千瓦15000元，光伏发电上网电价能控制在每度电1元，2020年则能将每千瓦光伏投资控制在10000元，光伏发电上网电价则能降低到在每度电0.6元。” 　　对此，长江证券分析师邹戈表示，此次全国统一性标杆上网电价的出台时间早于市场普遍预计的2012年到2013年。 　　“我们认为此举具有里程碑意义，标志着国内光伏市场真正启动。行业对比发现，上网电价法出台以后，国内的风电市场启动;跨国对比发现，上网电价法出台以后，德国、西班牙、意大利的市场才开始爆发。”邹戈说。 　　中国太阳能学会常务理事、国家金太阳工程审核专家李安定则告诉记者，当前光伏发电成本已经大幅下降，出台上网电价政策正当其时。 　　标杆电价并非一成不变 　　在此前的多次行业论坛和会议上，几乎所有与会的光伏企业负责人与行业专家都认为：只有上网发电才是决定国内光伏产业命运的最重要政策。而光伏上网发电最大的瓶颈在于上网电价。如果电价过高，则光伏发电相比火电没有竞争力;过低的话，则光伏企业无力承受。 　　对于发改委发布的文件，国内一家大型光伏企业管理人士昨告诉记者，在西部地区执行1.15元/度的上网电价，即便和欧洲补贴政策相比也不差，这对业主和组件生产商都将带来巨大刺激，对上游产业也将带来极大拉动。 　　“即便是每度电1元的话也是在合理范围内，但需要组件厂配合业主。对一些成本控制较好、具规模优势的大厂来说应该不成问题。”该人士说。 　　但李安定表示，统一标杆电价的推出虽然是一大进步，今后还有必要按照不同的地区确定不同的电价，“毕竟，不同地区的光照条件也不一样，光伏发电的成本回收周期也不一致。” 　　“当然，这一标杆电价并不是一成不变的。”孟宪淦指出，文件中已经明确，发改委将根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整标杆电价，这也是国际上通行的做法。 　　业内人士指出，光伏产业链上的多家公司，如海通集团、南玻A、乐山电力、新大新材等都将从中受益。 　　二、光伏标杆上网电价出炉 地方补贴短期难引退 　　千呼万唤声中，被业界看作光伏市场启动关键的光伏标杆上网电价终于出台。8月1日，国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，明确今年7月1日前后核准的光伏发电项目的上网电价分别为每千瓦时1.15元和1元。 　　分析人士认为，标杆上网电价虽然低于各地标准，但这标志着国内市场真正启动，利好光伏产业发展。 　　根据通知，今年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元;今年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及今年7月1日之前核准但截至今年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。发改委还表示，将根据投资成本变化、技术进步情况等因素，适时调整光伏标杆上网电价。 　　光伏标杆上网电价，低于此前部分地方确定的光伏电价标准。据记者了解，江苏规划每千瓦时1.4元，青海省是每千瓦时1.15元，山东省标准略高，计划2010年投产的电价是每千瓦时1.7元，2011年投产的电价是每千瓦时1.4元，2012年投产的是每千瓦时1.2元。 　　尽管低于地方标准，但标杆电价的出台意义依然重大。此前，我国对光伏产业的扶持，一直停留在补贴安装上，如推出“金太阳”工程等，上网电价问题却迟迟没有解决。 　　华泰联合证券分析师孙立平认为，市场对发改委的定价可能偏低早有预期，但考虑到地方政府或有所补贴，所以短期对企业影响不大。此外，较低的基准定价对企业的影响会由于企业控制成本的能力而有所不同，因此有助于加速光伏行业优胜劣汰的过程。 　　长江证券报告也将此举看作是国内市场真正启动的标志，因为光伏标杆电价的出台时间早于市场普遍预计的2012年-2013年。而且从经验上来看，上网电价法出台以后，国内的风电市场正式启动。 　　但不可忽视的是，由于标杆上网电价与光伏发电成本相比还有一定差距，地方财政仍存在一定的压力。据业内人士测算，以青海为例，该地区计划的光伏发电安装总量为800兆瓦，若按照1.15元/千瓦时的上网电价标准，则需补贴130亿，对于财政收入在200亿元水平的青海来说，有一定难度。 　　在标杆上网电价出台的同时，太阳能产业的发展路线图也越来越清晰。据记者了解，有关部门拟定到2015年，太阳能装机容量达到千万千瓦以上，光伏发电在用户侧实现平价上网;到2020年，太阳能撞击容量达到4000万千瓦以上，实现发电侧平价上网。 　　三、光伏标杆电价“统一价格”出炉 五大电力集团受益 　　国家发展和改革委员会网站8月1日发布《国家发展改革委关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》(下称《通知》)称，今年7月前核准建设、年底前建成投产且尚未定价的光伏项目，上网电价为1.15元人民币/千瓦时(含税);7月及以后核准的，及7月之前核准但截至年底仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省(区、市)上网电价均按每千瓦时1元执行。 　　根据《通知》，今后，光伏发电标杆上网电价将由国家发改委“根据投资成本变化、技术进步情况等因素适时调整”。 　　此前，中国的光伏发展相对缓慢，缺乏固定的上网标杆电价被认为是主因。业内人士认为，此次发布的光伏发电标杆上网电价政策，虽然在一些核心细节上仍待完善，但对于开启中国的光伏应用市场将起到决定性的作用。 　　受消息影响，昨日光伏板块股票出现了一波上涨：多晶硅龙头企业保利协鑫收涨4.78%;超日太阳涨6.62%，天威保变涨2.9%;向日葵涨1.9%。 　　不过，有业内人士分析，此次出台上网标杆电价对上游的制造企业利好有限，下游的运营商将是实际的获益者。 　　 　　中国光伏发电标杆上网电价昨日出炉，将实行“统一价格”。 　　启动光伏应用市场 　　“之所以现在才推出，是因为对光伏的经济性此前有所担心。但是最近这两年地方政府、相关行业都有很高的积极性，光伏设备的成本下降很快。”中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人在接受记者采访时称。 　　此前，中国在光伏发展政策上门类繁多，但偏偏缺乏明确的上网标杆电价。由于没有准确的盈利预期，同时支持力度偏小，因此光伏运营商在投资时颇为谨慎。 　　对于存量的1.15元的光伏标杆电价，以及增量的1元的光伏标杆电价，一家国际排名前十的光伏组件制造企业相关人士称，“我们曾经测算过，在青海、西藏这样光照条件优良的地区，按照系统每瓦16-17元的样子，按照8%的内生利润率，成本在0.9元/度。1元/度的电价可以做到微利，而1.15元/度则可以获得不错的利润。” 　　上述人士称，他预计在青海、西藏、内蒙古这样的省份，光伏运用市场可能会快速启动，而其他地区可能还需等待光伏发电成本的进一步下降。 　　不过，光伏应用市场是否会随着上网电价的出炉而迅猛启动，仍是未知数。华泰联合证券电力设备及新能源行业分析师王海生认为，这个启动，应该是从长期的时间跨度上来看的。“但短期来看，不一定能够看到一个爆发式的增长。” 　　王海生的理由是价格仍有一定差距。以1元/度的电价为例，相比意大利(光照情况接近中国西部)2012年底的最低水平还低30%。虽然没有规定享受补贴年限，但根据风电电价和特许权招标的规定，估计在15年左右。按此计算，则2000小时地区，为实现8%的内部收益率，系统含税成本需降至12元以下。“而现在系统每瓦成本在14-15元，所以还是非常有挑战的。” 　　中国除了西藏地区(1.15元/度)外，接下来对新增的光伏项目将实行1元/度的上网电价，因此未来中国的光伏装机将主要集中在西部地区。而西部地区正是电网支持较差的区域。厦门大学能源经济研究中心主任林伯强称，“如果不解决上网问题，光伏发电恐怕会走上风电老路，也就是，发电规模很大，但上网的规模有限。” 　　根据路透社提供的数据，中国是世界光伏电池和组件的最大生产国，占据全球光伏市场半壁江山，国内无锡尚德、晶澳、英利及天合光能去年出货量均超过1GW(1GW=1000MW，1MW=1000KW)。不过，即便按2015年中国10GW的累计光伏装机目标而言，与德国2010年单年约7GW的装机量、全球约16GW的量相比，规模仍不大。 　　关键细节缺失 　　此次《通知》中最令人意外的是，没有公布实行光伏上网标杆电价的年限，也没有公布在什么情况下开始下调上网标杆电价的条件以及幅度。而这两大问题正是最为核心的细节。 　　一家专注于海外光伏应用市场的运营商的相关负责人向早报记者表示，“这次居然没有提到补贴的年限。”在此背景下，要计算盈利前景是相当困难的。1.15年/度补贴1年与补贴20年是完全不同的结果。 　　上述国际排名前十的光伏组件制造企业相关人士向早报记者称，没有年限，要进行投资必然顾虑重重。尤其是《通知》还说电价会下调，但具体装机容量达到什么条件开始下调，逐年下调的幅度怎么定，也没说，这就相当于在头顶悬着一把剑。 　　“从《通知》本身来看，并不是很完善。大家的疑问很多，不断有人打电话来讨论这件事情。”中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人无奈地说，“还有就是地区的资源差异性。” 　　中国幅员辽阔，相当于27个德国的面积。可是这次中国在区域电价上却基本只有一档。“中国是否应该一个价格就覆盖大部分区域呢?”上述负责人称，最终的结果估计就是光照条件好的地区先发展。同时一些财力比较强的省市，比如江苏、山东这样的东部省份，可以通过对本省的光伏项目再进行补贴，以实现装机的快速发展。“但是其他光照一般、财力也一般的省份，恐怕就得等一等了。” 　　由于相关的细节不够详细，有的运营商在看好中国光伏未来发展前景的同时，目前只是选择观望。一家专注海外光伏应用市场的运营商负责人向记者表示，“在海外长期运营后，再深入中国项目中，突然发现中国的衔接流程有很大的问题。比如说青海说电价1.15元/度，这时我是投还是不投?补多少年?电网公司能否在动工前与运营商签订上网协议?电力公司怎么拿到钱，并最终返还给运营商?还有最后发票能不能开出来?这些都是非常实际的问题。” 　　一位知情人士透露，“(《通知》)应该是一个简化版的过渡性的政策。” 　　上述人士称，政府做这个事情的时候就是一个权宜之计。近一段时间，地方经常找国家发改委和能源局，要电价，找得它们都不堪重负了。于是就先出个临时性政策再说，接下来再摸着石头过河。因为不管怎么样，最后还有审批的权限呢，封住口就是。 　　“这个政策出得是对政府无比有利的。它永远也不会吃亏。因为它没有承诺什么，给出了电价，但是没有给出补贴这个电价的时限，而且还说随时可以下调。”上述人士称。 　　另有知情人士称，在2009年前有一段政策空当期，地方政府也可以批准光伏项目。有些企业为了跑马圈地，不惜投出0.3-0.4元每度的超低电价。然而实际运行中这些企业又不断亏损，于是又到国家发改委“求爷爷告奶奶”希望上调电价。 　　不过，王海生称，政策出台的大背景是，之前大家都在抱怨缺乏一个政策，现在政府就推出这个政策，然后看市场的反应。如果有问题，再调整。如果市场过度火爆，那么肯定会下调。 　　“这个政策本身就留了不少余地，而且留得很狠。这不像德国，德国规定了每年下降多少。中国的政策是‘可能下调’，但是下调多少，达到什么条件下调，什么都没说，不确定性非常大。一旦突然变化，市场参与者是一点办法也没有。”王海生称。 　　五大电力集团得利 　　通知出台后，凡是与光伏相关的股票几乎出现了普涨。不过业内人士分析认为，上游的制造业未来获利有限，真正利好的实际是下游的光伏运营企业。 　　“中国的买主，就是这些电力集团，最擅长的事情就是压价了。”王海生称，“对设备企业而言，量有多大，是非常关键的。但中国市场的体量并不大，今年估计只是占到全球5%的水平。即使明年放量了，也起不到多大的拉动作用。而价格又有这么大的压力，同时具有很高的不确定性，因此对设备企业来说促进是不大的。” 　　王海生认为，“在中国能够拿到项目肯定大部分是像五大电力集团这样的国有能源企业，但是每个光伏电站的装机都是相对较小的。它们不太会完全靠自己的力量来做，而是跟组件厂或者开发商合作。你们开发，我来收购。这种模式能够参与得上的企业，就能够盈利。因为建设电站的人可以压上游的价格，同时最后卖出时得到一个可以接受的价格。而它要付出的资本，总体上是可控的，所以建设方是最有利的。” 　　王海生打了一个比方，光伏产业链各个环节，随着进口替代完成，都在走向过剩。光伏是半导体技术的低端应用，也就是做分米级的PN结。没有特别的技术门槛。“如果光伏制造如家电，电站开发就是当年的苏宁。” 　　不过即使如此，运营商要想拿到项目也不是那么简单。一家专注于海外光伏应用市场的运营商的相关负责人称，青海的情况是当地发改委直接把项目划给几大电力和能源公司的。民营企业只能是通过各种合作的方式参与这些项目。“感觉这些大项目，发改委还是喜欢和大央企做。民营公司要做第一手合作还是很难。其实民营有好的技术和资金。比如青海这个项目，企业开会通知是怎么通知的?有几家民企接到通知了呢?” 　　一家组件产能全球前十的组件企业的相关负责人也向记者坦承，他们很看好青海的光伏发展前景。但是他们在这一市场并未取得突破。 　　电价附加或上调 　　据中国可再生能源学会光伏专委会的一位负责人称，如果中国光伏市场真正开启，资金可能会有些问题。 　　“不光光伏，还有风电、生物质发电。发展迅猛，肯定会造成可再生能源附加电价收上来的钱不够平衡。有两种办法，一种是有多少钱，办多少事，收上来多少，就批多少项目。还有就是上调附加征收标准。但这得考虑更多的因素，比如对国民经济运行压力，比如对物价上涨的影响。这个得宏观决策部门来研究了。”上述人士称。 　　王海生给出的初步判断是，“可再生能源电价附加的每度电4厘钱是肯定不够的。未来肯定要加。现在连风电都不够了。去年风电是500亿度。每度补0.3元就是150亿。但去年按照4厘钱每度，发了3亿度电，去年的可再生能源电价附加收入差不多是120亿，已经有些缺口了。我们估计今年风电装机容量会再增2000万千瓦，这是很不得了的数字，因此缺口会更大，更别说光伏还要新增一块。所以肯定要调。” 　　不过，也有业内人士分析，销售电价上涨1分钱都是非常大的事情。电是每个人都会用的，上调会增加通胀压力，因此政府会比较谨慎。 　　四、光伏发电标杆上网电价统一 光伏板块下半年或受益腾飞 　　国内光伏发电标杆上网电价的制定终于靴子落定。国家发改委网站昨日发出通知，制定全国统一的太阳能光伏发电标杆上网电价，2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目(除西藏外)，均按每千瓦时1元执行。 　　受上述利好影响，昨日相关太阳能个股活跃，板块走势明显强于大盘。超日太阳涨幅超6%，天龙光电、奥克股份涨幅均超4%。 　　光伏发电有价可循 　　除2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目按每千瓦时1元执行外，发改委通知同时指出，7月1日以前核准建设、12月31日建成投产、发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15元(含税)。 　　发改委还表示，通过特许权招标确定业主的太阳能光伏发电项目，其上网电价按中标价格执行，中标价格不得高于太阳能光伏发电标杆电价。对享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目，其上网电量按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行。 　　该标准出台后，光伏发电将有价可循，地方政府可以根据基准电价灵活地制定补贴政策。据了解，日前青海、江苏和山东等“地方版”光伏上网电价方案就曾纷纷出台，各自出台补贴标准。 　　政策可操作性更强 　　在光伏发电方面上，我国虽是设备制造大国，但国内发电量却占比甚少。数据显示，我国太阳能光伏电池总产量超过全球50%，但光伏发电总量只占全球不到5%，且主要局限在西北部地区。 　　事实上，近年来国家出台了数项政策扶持光伏发电行业，其中包括金太阳工程示范项目、光伏发电特许权招标项目。然而，上述政策重建不重用，国内光伏发电产业难以快速启动。 　　“欧洲国家的实践证明，上网电价法是目前最好的光伏产业扶持政策。”大同证券电力行业分析师蔡文彬如此认为，上网电价法相比其他扶持政策，可操作性更强;同时有利于提高光伏电站投资质量，增强投资商压缩投资成本的积极性，能在最大程度上发挥补贴资金的作用。 　　此外，明确的上网定价机制有利于计算电站运营的合理收益，成为推广光伏补贴的依据。 　　上网电价法出台，再加上近期行业原材料价格下跌的催化，光伏产品需求增长，国内光伏行业的发展有望迎来春天。 　　光伏板块迎来春天 　　上网电价出台利好整个光伏板块，相关个股受益，下半年板块阶段性投资机会亦颇多，其中包括设备制造和材料厂商等。 　　东方证券认为，多晶硅价格小幅反弹，可关注乐山电力和盾安环境等，一体化和单晶企业方面，关注海通集团；光伏辅料方面，关注盈利稳定且业绩弹性较大的奥克股份;光伏设备今年业绩确定，建议关注精功科技、天龙光电等。其中，精功科技2011年计划交付光伏设备金额已达27亿元左右，约合设备900台以上。 　　国信证券也指出，太阳能产业关键设备和材料厂商面临发展机遇。其中，从事上游材料和设备的公司未来将受益于太阳能光伏产业的发展和进口替代带来的巨大市场空间，增长速度要高于行业平均增长速度。相关公司包括天龙光电、中环股份、恒星科技等。

　　国家统计局14日发布的统计数据显示，5月份，全国发电量达到3775亿千瓦时，增长12.1%，日均发电量达到122亿千瓦时。国家能源局电力司司长许永盛就此指出，电力生产供应在去年较高基础上继续保持两位数增长，基本保障了电力供需平衡，为经济平稳较快发展提供了有力支撑。 　　许永盛指出，前5个月，局部地区电力供需出现偏紧状态，原因是多方面的。 　　首先，需求过快增长是电力供需偏紧的主要原因。1至5月份，全国规模以上工业增加值同比增长13.3%；固定资产投资（不含农户）90255亿元，同比增长25.8%；发电量18162亿千瓦时，同比增长12.8%；水泥产量75227万吨，同比增长19.3%；钢材产量35866万吨，同比增长12.3%。 　　其次，水电出力下降加剧了局部地区电力供需紧张。今年4月份，全国平均降水量较常年同期减少五成，为近50年来历史同期最少，全国规模以上水电发电量同比仅增长8.3%，比3月份大幅下降20.5个百分点，对华中等水电比重较大地区电力供应造成直接影响。5月份，部分地区供需紧张形势有所加剧，浙江、湖南、重庆和贵州等地供需矛盾较为突出。 　　国际市场煤炭价格高位运行，煤炭进口减少等供给因素也是影响电力供需紧张的因素之一。随着迎峰度夏的到来，受煤价上涨预期影响，煤炭需求急剧增加。铁路煤炭运力不足和4月份大秦铁路检修等原因，进一步加剧了部分地区煤炭供求紧张局面。 　　综合以上因素，许永盛表示，从深层次看，部分地区出现的电力供需紧张，很大程度是经济结构不合理、发展方式粗放、过多依赖能源资源消耗和体制机制尚待完善等问题所致。 　　“近期，南方地区出现强降雨，水电出力有所增加，一些地区的供需矛盾将得到一定程度缓解。”许永盛指出。下半年，随着煤炭需求逐步趋稳，煤炭供给能力将平稳增长，煤炭运输能力也将逐步释放，水电生产能力也将逐步恢复，全国电力供需将逐步趋于平衡。 　　许永盛强调，要切实保障重点用电需求，真正把不合理用电限下来。各地要进一步利用当前市场形成的倒逼机制，搞好需求侧管理，合理配置电能资源，促进经济结构调整。

摘要：智能电网作为应对地球温暖化的对策之一，近年来受到世界各国的关注，许多国家将其上升为国家战略来推进并投入到积极的规划和建设中。 　　智能电网作为应对地球温暖化的对策之一，近年来受到世界各国的关注，许多国家将其上升为国家战略来推进并投入到积极的规划和建设中。 　　中国在“十二五”规划纲要中明确 提出“推进智能电网建设，切实加强城乡电网建设与改造，增强电网优化配置电力能力和供电可靠性”，发展智能电网已成为社会共识。我国为实现智能电网的健康 可持续发展，国家电网分阶段稳步推进电网智能化建设，其中过去的2009-2010年为规划试点阶段，2011-2015年为全面建设阶 段，2016-2020年为引领提升阶段。 　　智能电表作为智能电网的核心设备，必将随着智能电网部署的增长，呈现迅速增长势头。目前在全球范围内已经在开始 淘汰感应式电表，易观国际研究预测，在2015年，全球智能电表和网络基础设施技术应用将超过150亿美元的市场规模。 　　中国电能表的产量在2006年后进入平稳发展阶段，每年均保持小幅增长。易观国际预计，2010年电能表产量为12229万台销量，同比2009年增长3%。 　　易观商业公司解决方案公司认为： 　　电子式电能表已占据我国电能表市场的主导地位 　　电子式电能表替代感应式电能表已是大势所趋。随着电子信息技术的飞速发展以及用户对电能表计量准确度和功能的要求，电能表的产业结构在逐步发生变化。电子 式电能表凭借多功能、高精度、多费率、自动抄表等优势，在2005年产量首次超过感应式电能表并呈逐年上升的趋势，到2009年，电子式电能表销量达 6，930万块，比感应式电能表多近6，000万块。 　　智能电能表将成为行业未来发展主流 　　智能电网建设将给电能表市场提供巨大的发展机遇。“特高压”和“智能化”成为“十二五”电网发展主题，为加快建设统一坚强智能电网，国家电网公司组织编制了智能电能表系列标准，并提出未来将大规模推广使用智能电能表，现有电能表产品也将逐步更换为智能电能表。 　　国网于2009年底进行了第一次电表集中招标，2010年电表集中招标全面实施，招标额大幅上升，四次集中招标量远超市场预期，全年智能电表招标数量达到4533万块左右。预计2012年以前国家 电网对智能电表的招标将维持高位，未来两年每年需改造和更换的电能表总量将达到6000万只，以单只300元的价格计算，市场容量将达到180亿元。 　　国际市场已成为我国电能表销售的重要市场 　　电能表出口以电力用户招标采购为主、市场开拓周期较长，近几年来随着中国电能表生产企业国际竞争力的提高，出口产品已经从低档产品向电子化、智能化的中高 档产品发展，市场也从不发达国家进入到了欧美等发达国家，出口已经初步形成规模。2010年我国电能表产品出口量为1895万台，其中电子式电能表占比高 达71.1%。 　　在大规模的全球性智能电网建设的大趋势下，未来国际电能表市场尤其是智能电表市场将有更广阔的需求，同时随着我国电能表生产企业自主创新能 力和技术水平的不断提升以及综合竞争优势的增强，将在国际市场占有更大的市场份额。 　　行业竞争日趋激烈，并购重组势在必行 　　经过几年的发展和市场竞争，电工仪器仪表生产企业的生产集中度、集约化、规模化得到进一步提高，并形成了以少数电能表企业为龙头引领整个行业发展的局面。 国内行业生产能力出现结构性过剩，尤其是感应式电能表表及中低端产品市场竞争非常激烈，价格已经成为竞争的重要手段。而在电能表行业由感应式向全电子式产品转型，智能电网新技术的应用和国网集中招标对投标人资质的严格要求等因素的作用下，加速了电能表行业重新洗牌，行业竞争态势发生变化，市场份额将向大企业集中，行业并购重组势在必行。

　　为顺利推进经济发展方式转变，同时保证节能目标的实现，我们必须通过科学用能提高能源利用效率，促进能源节约。特高压电网输电、城市配电网自动化、智能家居等技术的综合应用和大力推进将在科学用能、节约能源上发挥引领作用。 　　据了解，未来十年，国家将大力投资智能电网。加快特高压交直流后续工程建设，构建坚强主网架，促进大型能源基地集约化开发和清洁能源高效利用，推动电源与电网、电源基地与输电通道、各电压等级电网、一次系统与二次系统协调发展。依靠现代信息、通信和控制技术，加快建设智能电网，适应未来可持续发展要求。 　　从近日各地方政府动态来看，“十二五”规划纲要颁布后，地方政府加快了制定地方“十二五”规划的步伐和投资计划。 　　黑龙江：4.6亿元推进智能电网调度技术。 “十二五”期间，除省调智能电网调度技术支持系统建设外，地调也将全部建设成智能电网调度技术支持系统，计划投资2.5亿。同时将加强数据网一、二平面建设和接入网建设，计划投资2.1亿。今年，黑龙江电力公司即将投入资金3000万元用于建设智能电网调度技术支持系统基础平台，总投资8000万元完成省调智能电网调度技术支持系统完整的实时监控与预警、安全校核、调度计划和调度管理。 　　山东：1100亿建设智能电网。国家电网公司表示,从今年开始的五年内,国家电网公司将投资1100亿元,加快山东坚强智能电网、电源、电动汽车服务网络、电工装备制造业发展。今后5年,国家电网将加快提升山东电网智能化水平,全面推广智能变电站、城市核心区配电自动化等项目建设；加快用电信息采集系统建设,实现电力客户的“全覆盖、全采集、全费控”。 　　甘肃：600亿元打造全面“特高压”时代。，“十二五”期间，甘肃省电力公司将重点打造酒泉～株洲±800千伏直流输电工程、陇东～新余±800千伏直流输电工程、在省内新建红柳变等22座330千伏变电站等各项工程。到2015年底，甘肃电网330千伏及以上变电总容量5748万千伏安、线路总长约14540公里，分别是2010年底的1.83和1.5倍。 　　天津：全力推动电网向智能化发展。“十二五”期间，天津电网新建、重建的94座变电站全部为智能变电站，并改造19座220千伏及110千伏传统变电站为智能变电站。到2015年底，10％的220千伏及110千伏传统变电站将改造为智能变电站，全市范围内配电自动化建设“遥信”覆盖率达100％。 　　江西：648.6亿元全面开展智能电网建设。全面推进发电、输电、变电、配电、用电、调度等各环节智能化建设和改造。到2015年，电网接纳新能源能力大幅提升。在南昌等重要城市核心区建成配电自动化系统，全力提高供电可靠性和电能质量。实现用户用电信息“全覆盖、全采集、全费控”。推进智能小区/楼宇建设，推广电力光纤到户。建成遍布全省的电动汽车充换电服务网络，建成电动汽车电池集中充电站12座，综合型电池更换站25座，电池配送站106座，交流充电桩9900个。 　　按照国家电网公布的2011年智能电网计划，今年将推广建设11类智能电网试点工程，其中，建设智能变电站67座；在19个城市核心区建成配电自动化系统；推广应用5000万具智能电表；新建173座电动汽车充换电站和9211个充电桩；完成25个智能小区/楼宇建设；推广建设6.2万户电力光纤到户；完成中新天津生态城智能电网综合示范工程建设；接纳风电容量2000万千瓦；制定智能电网标准88项。 　　电力行业在节能减排和应对气候变化中起着举足轻重的作用。通过电力结构调整、节能降耗和建设应用智能电力系统，可以在转变电力发展方式的同时，促进工业和民用领域加快应用低碳技术和全社会节能减排。伴随着政策的逐步落实，未来几年内自动化市场将受益于包括智能变电站、配电自动化、智能电表、风电接纳，电动汽车充换电等的快速建设，并保持持续的景气。　

图为塔式太阳能热发电站示意模型。 　　太阳能热发电，是利用一组排列有序的大规模采光镜面采集太阳热能，通过换热装置产生蒸汽，驱动传统的汽轮发电机来发电。 　　在欧美国家，太阳能热发电于上世纪60年代起步，目前已进入大规模商业化应用阶段。在我国，太阳能热发电刚刚起步，一些地方开始建设相关电站。 　　国内太阳能热发电开始升温 　　与光伏发电相比，太阳能热发电有许多优势 　　8月上旬，记者走进我国首座菲涅尔式太阳能热发电项目建设现场。这一项目位于山东德州太阳谷，由皇明太阳能集团有限公司建设。只见钢架、钢丝布满面积达数万平方米的工地，工人们正忙着吊装平面反射镜和聚光集热器。 　　项目负责人熊勇刚告诉记者，这座电站装机总容量为2.5兆瓦，将于2011年初建成发电。 　　皇明集团技术研发部高级工程师王杰介绍，与光伏发电相比，太阳能热发电没有生产太阳能电池带来的高能耗、高污染问题，设备生产过程清洁、发电规模效益好。在太阳光短缺的时候，太阳能热发电的储能系统还可以维持电站2—3天正常运行，易于保持输出电流的稳定性，也容易解决并网问题，这是风力发电和光伏发电所不具备的优势。 　　据介绍，从上世纪70年代开始，我国就跟踪研究太阳能热发电技术。国务院参事、中国可再生能源学会理事长石定寰说，“十一五”期间，国家对光热发电技术研发的投资力度不断加大，重点技术领域已经取得了突破性进展。 　　今年上半年，随着目前国内最大的太阳能热发电项目——内蒙古鄂尔多斯市50兆瓦项目特许权招标启动，国内太阳能热发电迅速升温。 　　7月，皇明集团与中科院、华电集团合作，在山东德州建设我国首座菲涅尔式太阳能热发电站，在北京延庆建设塔式太阳能热发电实验电站；8月，北京中航空港通用设备有限公司在湖南沅陵建设我国首座槽式太阳能热发电站。此外，陕西榆林50兆瓦电站、青海格尔木1000兆瓦电站、四川100兆瓦电站、海南50兆瓦电站也在计划中…… 　　太阳能热发电适合大规模发电 　　成本不断下降，15年之后将接近煤电成本 　　根据集热方式不同，太阳能热发电分为点聚焦和线聚焦两种方式。点聚焦以塔式和碟式为代表，是将大量反射镜排列成矩阵，把太阳光聚集到一个点上，使温度提升至近1000摄氏度；线聚焦以槽式和菲涅尔式为代表，是将大量反射镜排列为一行，把太阳光聚集到一条直线上，使温度提升至300—400摄氏度。 　　目前，各国采取不同的发电方式。槽式发电已有20多年商业化运作经验，技术最为成熟，目前国外发电成本已降至每千瓦时12美分，美国、澳大利亚多采用槽式发电；塔式发电系统发电效率较高，但占地面积较大，目前主要用于边远地区的小型独立供电；碟式发电效率最高，但存在反射镜局部容易过热等问题；菲涅尔式发电优势明显，比如投资比槽式发电低45%，占地面积仅为塔式的1/4。 　　中航通用公司副总经理张志明介绍，利用国产设备建造一个50兆瓦的槽式太阳能热发电站，设备投资额为每千瓦1.5万元左右，两年后将有可能降至每千瓦9000元，远低于光伏发电设备投资成本。 　　“光伏发电适于小规模发电，而太阳能热发电适合大规模发电。”王杰说， 1兆瓦的太阳能热发电站每千瓦时的发电成本约为2元，略高于光伏发电成本；10兆瓦的电站发电成本约为1.5元，50兆瓦的电站可降至1.2元左右。 　　“据欧美国家预计，15年至20年之后太阳能热发电成本将接近煤电成本。”熊勇刚说，目前煤电成本为0.4元左右，而且在不断上升，而太阳能热发电成本却在不断下降，今后若干年两者将会达到一个平衡点。随着技术进步和制造工艺提升，太阳能热发电的成本还有下降空间。比如皇明集团生产的碟式反射镜，目前成本已经比10年前下降了１／３左右。 　　要形成产业还有很长的路要走 　　需尽快明确产业规划，提高自主创新能力 　　据介绍，从2009年起，欧盟开始大规模推进太阳能热发电项目，计划利用10年时间，投资4000亿欧元，在非洲撒哈拉沙漠建设超大型太阳能热发电站，以满足欧洲国家15%的用电量。 　　我国2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》提出，到2010年，太阳能热发电总容量达到5万千瓦，太阳能光伏发电总容量达到2万千瓦；到2020年，太阳能热发电总容量达到20万千瓦，将与光伏发电相当。然而，目前国内在建和已签约的太阳能光伏发电总容量已达140万千瓦，而太阳能热发电还没有形成市场，两者形成巨大反差。 　　国家发展改革委能源研究所副所长李俊峰表示，从太阳能热发电发展战略来看，必须迅速提高总装机容量，只有具备一定规模，才能降低发电成本，并为装备制造和技术创新提供有力支撑。 　　“我国太阳能热发电的自主创新能力和持续发展能力，与发达国家相比还存在较大差距。”中国科学院电工研究所副所长许洪华指出，“我们的科研投入及技术积累不足，尚未建立从基础研究、关键技术、装备到产业化的可持续发展的产业支撑体系。” 　　此外，我国仍缺乏明确的太阳能热发电产业发展规划，专业技术人才队伍建设滞后，尚未建立行业公共研究与测试认证平台。太阳能热发电系统的核心设备，是聚光集热装置及反射镜传动和跟踪系统，目前国内仅有极少数企业掌握相关技术及设备制造能力。　　 　　“我国太阳能热发电产业还有很长的路要走。”中国能源研究会节能与企业能源管理专业委员会主任鲍云表示，政府如果能够在政策导向、税收等方面给太阳能热发电的发展营造良好氛围，将大大促进产业的快速发展。

　　电动汽车补贴令为电动汽车市场再添一把火，再看各地的充电站建设，已形成燎原之势。河南、江苏、山东、山西等多个省市都已经陆续出台专门建设充电站的规划目标，大建充电站和发展新能源汽车一同成为各地践行“低碳”口号的示范之举。 　　然而，目前我国的充电站相关标准并未出台，各地争先恐后铺开充电站点难免令人担忧。目前充电站建设主体包括电网、石油石化企业以及部分民营企业，技术路线并不统一。 　　国网能源研究院智能电网研究所所长张义斌表示，由于参与建设的主体较多，具体标准难免存在差异，亟须国家针对充电设施的建设标准和统筹规划早日出台，以避免建成大量不符合标准的充电设施，造成资源浪费。 　　规划风起 比赛“加码” 　　今年1月，国家电网称计划今年在公司经营区域内27个省市（区）全面推进电动汽车充电站建设，拟建公用充电站75座、交流充电桩6209台以及部分电池更换站，加快推动电动汽车产业化发展。 　　南方电网副总经理肖鹏介绍说，南方电网已经在深圳建成了两座电动汽车充电站、134个充电桩，未来还将加大在其他省市的充电站建设。 　　在电网企业的示范下，各地电力公司的规划目标似乎远超过市场预期，甚至形成暗中攀比之势。 　　中国证券报记者多方搜集的数据显示，山东电力公司计划今年在省内建成9座电动汽车充电站和500个充电桩；吉林省计划在长春、辽源建3座大型充电站，全省建设安装300个充电桩；江苏计划年内建设18座充电站；浙江则计划年内建6座充电站和500个充电柱；而湖北年内将投资1.27亿元建充电站16座、充电桩300个。 　　除了认领并“加码”今年年内的建设任务之外，不少省市更是亮出充电站建设的五年规划甚至十年规划。“十二五”期间扬州市将建设电动汽车充电站31座；上海未来初步计划建设7-10座的充（放）电站、约400个充电桩；陕西省将在5年内建成73座电动汽车充电站、1500个充电桩；山西省电力公司更计划到2020年全省电动汽车充电站达到191座，预计投资4.3亿元。 　　从目前制定充电站建设规划目标的省市来看，除了东部发达地区之外，中西部省份也不甘寂寞地投身其中，一时间，大江南北掀起建“充电站”的热潮。 　　分析人士认为，无疑，率先建设较完善的充电设施网络，有利于电动汽车大规模发展，但如何在制定规划目标和投资数额时，避免重复建设和资源浪费应该予以更慎重的考虑。 　　标准未出 尴尬初现 　　安徽省首座电动汽车充电站——柳树塘电动汽车充电站预计于今年5月底建成投运。安徽省电力公司有关人士表示，该充电站建设都是严格依照国家电网公司相关标准建设的。 　　除了电网企业、石油石化企业之外，中外汽车厂商也加入到充电站建设的队伍中。目前，塞德斯-奔驰已经在7经销网点安装了20个Elektrobay充电站，并计划在2010年下半年安装更多的充电站。 　　尽管我国有关新能源技术《电动汽车传导式充电接口》、《电动汽车充电站通用要求》等相关标准已通过工信部等相关部门审查，但目前尚未出台。南方电网有关人士表示，目前参与并主导国内充电站市场的几大巨头都在各自忙活，包括在技术标准和规划方面尚未形成统一。分析人士认为，随着充电设施建设主体的增多，标准不统一的矛盾会愈发尖锐。 　　据了解，目前国家电网自行编制的充电设施相关标准指导，覆盖网络内的27个省市的充电站建设，而南方电网也编制并颁布了7项充电站技术标准。与此同时，日本等其他着力发展电动汽车的国家也面临着充电站规格、标准不一的问题。目前，尼桑、三菱、斯巴鲁和东京电力公司正推进充电站标准化。 　　然而，张义斌表示，目前建设的充电站主要针对已有的电动汽车技术设定，但这种“充电站先行”的局面反过来也可能会对未来电动汽车的技术发展带来限制。电动汽车充电设施建设在统筹规划的基础上，应适度超前，而不是大大超前。 　　除了技术标准存在不确定性之外，早进场的“探路者”也面临着“囊中羞涩”的尴尬。南方电网有关人士表示，由于电动汽车尚未大规模应用，目前充电设施的建设和运营还远谈不上盈利。 　　事实上，由于看好电动汽车未来发展前景，加上政府并未明确准入门槛，众多企业瞅准时机投身于充电设施的开发建设中。分析人士认为，这对加快产业化发展有积极作用，但也要考虑企业的综合实力和风险承受力。 　　各地智能电网规划“缺位” 　　目前我国充电设施主要有两大思路，一是更换电池的模式，二是插电的模式，前者主要受制于电池的规格和技术进步程度，而后者与电网的建设和运行直接关联。 　　中国电科院的一位专家表示，如果电动汽车大规模商用后无序充电，不仅将极大增加电动汽车充电设施的重复投资建设，还将增加电网的建设负担，降低设备利用率，带来电网的隐患。要解决这一问题，建设智能电网似乎是唯一出路。 　　在专家看来，电动汽车作为智能电网的一个新型用电设备，具有分布广、用电负荷大的特点，同时还可作为分布式储能装置。电动汽车在充电过程中，通过与智能电网互动，充分利用低谷时段进行充电，可起到移峰填谷的作用，减缓因电动汽车增加而带来的电力供应压力，降低电动汽车大规模充电对电网的影响，同时，减少不必要的发电装机与电网建设。 　　事实上，记者发现，仅有少数省份在制定充电设施规划的同时提及了建设智能电网的，多数省份似乎在孤立的投资充电设施。殊不知，离开智能电网的配套建设，单纯建设充电设施无法充分发挥其系统综合效益。 　　从这一点看，充电设施的规划远不只建充电站，配套供电设备投资很高，需要政府积极支持电力公司对线路网架的改造，推动充电设施的推广。然而，业内专家表示，政府除了提供支持政策之外，在充电设施的初始建设阶段，实现全国范围内的统一标准、与电网及其他市政设施统筹规划更加重要。否则，仅建成大批的充电设施，不但很难实现节能减排，反而可能走向重复建设和资源浪费的歧路。

山东省长岛县有序开发风能渐成规模。 电力作为关乎国计民生的基础能源行业，一直以来总以垄断面孔示人，甚至因此被冠以“电老虎”的帽子。不过，随着《国务院关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》出台，早已看好这一领域的烟台民间资本萌发了更深入地进军电力行业的念头。 火电：多重原因导致民资难渗透 山东是电力大省，目前发电量和装机容量均居全国第2位，但这样大的规模和产量，靠的全是国有资本的推动。作为山东电网的一部分，烟台火力发电也不外乎此，目前难觅民间资本的踪影。 “目前我们资产全部属于国有，没有个人的股份。”烟台发电厂的一位工作人员告诉记者，“今后是否允许民间资本进入，我们无法判断，因为烟台电厂属于华能公司所有，决策权在总公司中国华能集团。” 将民间资本挡在火力发电之外的，首先是电力企业的天然垄断属性。“电力产品的特点是产、供、销一次完成，既无形又不能储存；其正常运转需要大量的资本保证才行。”龙口电厂的管理人员李先生分析说，“即便按最经济的情形计算，投入一台60万千瓦的汽轮发电机组，没有30亿元人民币是做不到的。这样大规模的资本恐怕单靠民间力量难以完成。而且投资建厂周期长，没有3-5年难以形成量产。” “自己动手”不可行，那么参股电力企业呢？“且不说现有火电企业目前是否有此计划，即便放开民间力量参与火力发电的资本通道，他们目前也未必有兴趣。”业内人士分析，“目前火电企业利润空间受煤价上涨挤压变得很小，而煤电联动价格制度又迟迟未推行，这是因为电力行业具有公用事业的性质，不可能允许暴利存在。事实上火电行业目前已进入微利甚至赔钱阶段，这对逐利而行的民间资本很难具有吸引力。” 风电：民资已握紧一节产业链 在火电“外壳”难以钻透的同时，风电大门早已向烟台的民间资本敞开。 烟台在风能方面有着得天独厚的优势。自1998年长岛成功建设大型风力发电场后，鲁能、华能、大唐等一些大型企业都积极投入到了烟台的风电建设中，先后在海阳、栖霞、莱州、蓬莱、开发区等处进行风电项目开发。 面对这些国有“风电大鳄”，烟台的民间资本不再坐等观望，而是开始渗透到风电产业发电的产业链中，风机塔筒等配套设施就是其中重要的环节。 早在2004年，位于栖霞的山东安德利斯风电技术装备有限公司就对风机塔筒项目进行攻关，掌握了塔筒生产的核心技术，产品质量标准达到了国内先进水平。公司负责人杜培进介绍，公司年生产风电装备200台套，产值近2亿元，已先后为栖霞润霖风电公司唐山硼风场、方山风场和长岛、莱州等地的风场提供了数百台风机塔架，成为国内风机塔架行业的骨干企业。 2009年3月，一期工程投资8200万元的“山东航宇风能设备生产项目”在莱州破土动工。这家有民间资本参与的公司也是专门为风力发电机生产配套设备的企业。 目前，烟台民间资本还盯住了风电产业的纵深环节。“长岛海上风场建成后，架起一台风机就等于增加了一处人造岛屿，增加了一处海洋生物聚集的生态园。”长岛从事海阳捕捞的黄先生表示，“听说政府将以此打造成为海洋休闲渔业基地和海上旅游基地，我准备争取参与其中。” 呼声：尽快出台相关参与细则 新“36条”的出台，让多年来从事电煤生意的李先进感到兴奋，因为他看到了今后参与电力企业的希望。不过他同时也心存困惑：到底该怎样参与电力企业？ 一些有志于电力企业的民间投资者认为，新“36条”只给出了方向，但具体如何操作仍不清楚。他们希望政府尽快出台具有现实的可操作性和完善的法律法规框架。 “要让民企顺利进入电力行业，尽快出台相关细则尤其是价格政策很有必要。”业内人士分析说，“虽然给予民资进入电力行业的通行证，但他们进入这些领域存在相当大的难度。目前我国的电价由国家垄断，这是一道无形的壁垒。民营企业怎么会赔本经营？而让民间资本看到电力行业合理的投资回报，关键是能否解决价格机制的问题。”