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雷达卡
http://www.ditan360.com/html/ziben/gs/31626.html 2010-07-26
本周，业界期待已久的“新能源发展规划”的面纱终于掀开，并更名为“新兴能源产业发展规划”，规划期为2011－2020年。“十二五”能源发展规划和“新兴能源产业发展规划”的规划将共同搭建起今后10年我国的能源发展框架。在规划中不仅包含了先进核电、风能、太阳能和生物质能这些新的能源资源的开发利用，传统能源的升级变革也将成为重头。新规划的出台对电力行业未来十年发展将产生重要影响。中国电力行业将进入增长模式转型与产业优化期。
电源结构转型加速 核电受益最大
中国电力行业一直是煤电独大。而新规划目标之一是到2020年非化石能源占一次能源消费总量的比重达到15%左右；中国未来十年装机总体年增速预计6%，年平均投资5000亿元。其中太阳能年增56%、核电年增23%、风电年增17%，而水电火电年增5%。如果新增水电、核电、风电、太阳能到位，则可以基本满足国家制定一次能源15%来源于非化石能源的目标。电源多元化的意义不仅在于减排需求，更在于逐步以固定成本替代燃料成本的转变。太阳能、核能、风能的运营中成本相对固定，可免受燃料成本变动制约，又有利于发挥中国单机资本投资的低价优势，因此中国电源结构由固定成本替代可变成本将是大势所趋。
综合来看，核电确定性最大，即将进入合同和业绩繁荣期，截至2010年，全国已经投产核电装机容量1170万千瓦，在建约1000万千瓦。按照规划，2010—2020年间我国将再新建约6000万千瓦，2010-2015年将是审批和建设高峰期，也将是合同高峰期，相关设备制造商将处于景气度高点。核电组件的供应商将可分享核电高速增长的有利市场环境。
用电方式转型 抽水储能大幅扩容
过去三年，中国最高负荷增速超过了电量增速。随着经济转型，城市化进程加快，非工业用电占比不断提升，这一趋势将更加明显。未来十年，预计中国用电量年增6-8%，而最高负荷可能年增9-11%。由于高峰负荷持续时间短，以传统新建电厂方式应对，不可避免出现平均利用小时的下降。负荷增速高于电量增速的趋势和不断增大的峰谷差使得传统的重电源轻使用的电力发展模式不再适用，而用户端管理、分布式电源和储能技术等等的大量应用将是未来成本最低的解决方案。电源建设之外的投资空间巨大，节能、能源合同管理、智能电表、抽水储能、冰储冷等相关公司值得长期跟踪关注。尤其是此前不为人所重视的抽水储能，未来投资规模不容忽视。
当前，我国抽水蓄能电站装机容量的比重偏低，大力发展抽水蓄能成为必然。截至2009年底，我国已建的抽水蓄能装机容量约1420万千瓦，我国整体装机容量8.6亿万千瓦，抽水蓄能占总装机容量比例为1.65%，比例远低于合理水平。随着我国风电、光伏、核电等可再生能源的高速发展，类似抽水蓄能电站这类调峰电源的需求量也将大大增加，因此预计我国抽水蓄能电站的装机目标将大幅扩容。
电网建设转型 特高压与智能电网缺一不可
我国煤电主要在西北，水电在西南，而用电则集中在华南和华中。资源与负荷分布的不对称，使得特高压的发展迫在眉睫。今后，特高压与智能电网的同步推进将有利于逐步减少地区间差异，使得现有装机利用效率在电网配置中得到优化。而用电需求端管理的实现，可再生能源的并网，以及复杂电网的自动化也都需要智能电网的支持。未来中国长距离输电能力年增速将超过10%，大于电源装机6%的增速。技术领先的电网设备公司和智能电网相关上市公司最受益。
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