发电设备子行业出现分化
      07年发电设备增速出现回落，其中火电相关设备增速明显放缓，虽然出口带来新的增长点，但短期不能弥补国内需求下滑产生的缺口，预计景气周期见顶。水电、核电等行业在政策的支持下，仍然保持高景气。
       风电设备延续高景气，多晶硅“蜜月”或将过去
       在政策、利益驱动下，风电建设在整个“十一五”期间仍将保持高速发展，从事整机生产的行业龙头企业以及议价能力强的关键零部件供应商将受益于风电行业的爆发式增长。光伏产业虽然前途看好，但多晶硅近期产能扩张速度超过了需求增长的速度，价格预期下滑。
      输配电行业处于景气上升
      未来加大输配电领域投资是我国电力工业长期发展的必然趋势，受益于电网投资持续增加，输配电产品的收入和利润继续保持快速增长。与此同时，国内输配电企业在经历了由“市场换技术”到“自主创新”  的转变过程后，竞争力逐渐增强，市场份额逐渐提升。
     “节能减排”的压力和市场机遇
      电力工业是能源消耗和污染物排放的大户。电力工业中落实“节能减排”政策的主要措施是在发电、输变电和用电领域推广具有明显节能减排效果的先进电力设备。
      原材料上涨威胁电力设备厂商盈利能力
      08年以来，电力设备领域的原材料价格持续上涨，其中作为发电设备主要成本构成的钢材价格上涨幅度突出，原材料价格的不断上涨直接威胁了相关厂商的盈利能力；由于铜、铝价格相对上涨幅度有限，我们认为输配电设备成本压力相对较轻，行业继续高景气。
       1.回顾：电力设备行业总体运行情况
电力设备行业主要分电站发电设备（发电机、汽轮机、水轮机、电站锅炉等）、输变电一次设备（变压器、开关、断路器、电线电缆等）、二次设备（电站自动化和电网自动化等）及电力环保设备（变频器、脱硫设备等）。其中电源投资主要形成对电站设备及电力环保的需求，输变电一次设备和二次设备的需求主要来自电网投资。因此可以说，电源建设、电网建设对设备的需求决定行业增长。
       1.1.电力投资持续增加
       2000年以来，全社会用电量年均增长率高达13.16%，而经济的快速增长是促进用电量持续增长的主要因素。根据我们对2000-2007年间的数据统计进行分析得出，社会用电量增长速度与GDP增长速度的弹性系数平均在1.2倍左右，其中03年达到1.5倍，之后便逐步回落到07年的1.2倍左右。
       随着全社会用电量的不断增长，尤其是在2000年以来全国多次出现大面积“电荒”的情况下，国家逐步加大了对电力投资的力度，从而直接刺激了电力设备的市场需求。
       1.2.电力投资结构逐步优化
       长期以来，国内电力建设中一直存在着发电和输配电的结构严重失衡的状况，2005年前，二者的比例关系大概是4:6，相反，目前发达国家输配电和发电资产的投入比例大约为6:4。由于我国城市电网建设投入严重不足，导致大多城市电网结构非常薄弱，电网老化现象严重。
       从保证电网安全和提高输送效率方面出发，国家从05年开始就逐步加大电网领域的投资力度，从而使得电网投资在整个电力投资中的比例得到提升。2007年全国电力基本建设投资完成5493亿元，同比增长3.87％，其中发电基本建设投资完成3042亿元，同比降低4.81%,连续两年出现回落，其占电力投资比重由06年的60.42%下降到07年的55.37％；电网基本建设投资为2451亿元，同比增长17.1%，电网投资比重由06年的39.58%上升到07年的44.63％。随着电网投资比重的逐步增加，过去电源投资规模过大、增速过快、比例过高的发展严重失衡的状况逐步得到改善。
       1.3.发电设备子行业出现分化

       1.3.1.火电相关设备产量增速放缓显著
       从统计数据看，与火电相关的锅炉、汽轮机等发电设备受火电需求增速放缓的影响，与前几年电力短缺带来的高速增长相比，07年增速较前几年已经明显下降。进入2008年，锅炉、汽轮机等产品下滑的速度更为显著，锅炉产品08年4月份同比增长为－28.18％，汽轮机产品08年4月份同比增长－29.17%。
       1.3.2.水电相关设备增长稳定
        近几年来，水电建设步伐已经加快，龙滩、小湾、构皮滩、瀑布沟、锦屏、拉西瓦、向家坝、溪洛渡等一批大型水电站相继开工建设，其中有些项目的部分工程已投产发电。从统计数据看，水电发电设备容量达1.45亿千瓦，增长11.5％。2007年三峡电站又有7台机组投产发电，发电生产能力达1480万千瓦。受水电投资拉动，与水电相关的水轮机产品仍然保持了稳定增长。
       1.3.3.核电步入快速发展期
       截至2007年底，我国大陆地区核电运行机组达到11台，运行总装机容量达到907.8万千瓦。国家原子能机构的统计显示，2007年，我国核电总发电量628.62亿千瓦时，上网电量为592.63亿千瓦时，同比分别增长14.61%和14.39%。
       2.预期：发电设备步入调整期，子行业景气程度不一
       2.1.经济增速放缓带动发电设备调整
       从目前情况看，随着国家宏观调控政策不断加强，2008-2010年，我国GDP增长率出现减速恐不可避免，如果按照GDP年均增长9％和发电设备与GDP的弹性系数为1.15计算，考虑“十一五”期间要淘汰0.5亿千瓦落后产能的因素，那么发电装机容量将可能从2007年的7.13亿千瓦增加至2010年的9.47亿千瓦左右,三年复合增长率为10％左右，年均增加装机容量约为0.78亿千瓦，与06年新增装机容量相比下滑0.34亿千瓦，与07年相比也有0.16亿千瓦的缺口。这说明未来几年我国发电设备装机容量增速将难免会出现下降，并且新增装机容量环比可能出现负增长，发电设备步入周期下行阶段明显。
        2.2.出口增长在短期无法弥补国内需求下滑缺口
        目前，电站设备全球范围内主要有日本的日立、三菱、东芝；中国的三大动力集团（东方、上电、哈电）以及欧美GE、西门子、阿尔斯通共九家。东南亚、南亚、非洲只有印度重型电力有限公司一家大型的本土燃煤电站设备厂家。中国三大动力集团经过几十年的技术积累，已经形成了相当的科研能力，除了抽水蓄能电站设备、燃气机组等高产品未能有所突破外，300兆瓦、6000兆瓦的常规产品已经达到国际先进水平。但是，在一些集成技术、新材料的研制等方面与国外相比还有较大差距，尤其在满足节能降耗标准的高新技术产品研发方面差距较为明显。
         从产品制造水平来看，中国通过引进先进的生产线，工艺与制造水平已经能够赶上欧美与日本，甚至在某些方面还处于领先地位。从产品价格来看，价格优势一直是中国产业的主要竞争力。同类电力设备产品，中国制造一般比欧美日制造便宜20％－30％，甚至更多，性价比优势明显。
        但是，我国生产企业在设备研发能力，如集成技术、新材料的研制等方面与国外相比还有较大差距，尤其在满足节能降耗标准的高新技术产品研发方面差距较为明显。在出口上，我国电站设备出口仍然集中在周边的发展中国家，也间接表明了我国在电站设备的技术上与发达国家相比仍有差距需要弥补。
        目前，我国发电设备产品出口增长迅速，已出口到世界30多个国家和地区，其中东南亚、非洲和中东地区是主要目标市场。
        从三大动力集团签订的三年内工程合同来看，涉及总额大约为2073万千瓦，平均每年为700万千瓦，也就是说出口带来的需求增长与国内需求下滑缺口的1600万千瓦相比还有很大的差距。
        2.3.可再生能源发展空间大，景气度高
       从各类可再生能源的发展规划来看，未来10-15年内都有较大的发展空间。相对而言，风电、生物质能、核电不仅在装机容量绝对额的增长空间、而且在装机容量的复合增长率上都明显的相对优势。另外，国家还表示要通过实行优惠的财政税收价格投资政策和强制性的市场份额政策，鼓励生产消费可再生能源，使其在一次能源生产总量中的比例由2006年末的7%，提高到2010年的10%，进而到2020年的16%。

        2.3.1.水电
       根据国家“十一五”规划,到2010年，水电装机要达到1.9亿千瓦，即“十一五”期间新增装机7300万千瓦。“十二五”期间，我国还将进一步加大水电投资规模，“十二五”期末我国水电装机容量将达到2.3亿千瓦，占到总装机容量的25％，期间年均投资额将达到750亿元。由此可见，在相当长的一段时间内，水电相关设备仍将会保持稳定的增长。
       2.3.2.核电
       根据《国家核电发展专题规划（2005－2020年）》，到2020年，在运行核电装机容量4000万千瓦，核电年发电量达到2600亿至2800亿千瓦时；在目前在建和运行核电容量1696.8万千瓦的基础上，新投产核电装机容量约2300万千瓦；同时，考虑核电的后续发展，2020年末在建核电容量应保持1800万千瓦左右。同时规划还指出，按照15年内新开工建设和投产的核电建设规模大致估算，核电项目建设资金需求总量约为4500亿元人民币。
        2.4.火电设备景气周期见顶
       从电力结构看，目前火电在我国现有电力结构中占据绝对的优势，占全国总发电量的比重达到83％。虽然短期内以火电为主导的格局难以改变，但出于对煤炭资源未来供应能力的担心，以及火电厂对于环境的危害，我们认为国家今后在可再生能源方面投入将相对较多，火电在整个电力结构中的比例逐步下降将是必然趋势。
       从供需看，随着大批电源项目的相继建成投产，电力供需形势进一步缓和，全国供需总体基本平衡，发电设备利用小时数继续大幅回落。受需求影响，从2007年下半年开始出现调整，发电设备产量增速也开始放缓。我们认为，在发电设备产量增速放缓的情况下，国家今后将会沿用目前的电力结构调整方向，大力发展可再生能源，从而火电未来发展空间将受到压缩。
       从财务指标看，2007年下半年以来，火电设备厂商面临着巨大的成本压力。能源与原材料价格的大幅上涨使得设备厂商的主营业务成本增幅明显超过了主营业务收入增幅，造成主营业务利润增幅低于主营业务收入增幅。
        未来火电设备将向大型化发展。目前我国30万千瓦及以上电力设备逐渐成为主流，2008年以后火电建设必然向更大容量、高参数机组演变，估计60万千瓦甚至100万千瓦机组将成为主流。目前国内发电设备的主流品种30－60万千瓦亚临界和60万千瓦以上超临界机组主要集中在三大发电设备集团生产。而未来60万千瓦和100万千瓦超（超）临界机组的市场更是非三大动力集团莫属。伴随国内电力装机的快速增长，目前国内三大动力集团已经占有了全球市场份额的50%左右。
       3.风电步入黄金时期，前景广阔
       3.1.风电产业链分析
       零部件厂商与整机厂商数量倒挂，产能不匹配，卖方市场格局明显。目前国内能够规模化生产大型风轮叶片的仅有保定惠腾、上玻院、中复连众等；生产齿轮箱的主要有中国高速传动、重齿和杭齿；发电机生产企业主要有永济电机、兰州电机、湘潭电机、南车电机等；风电主轴轴承国内产品质量尚未完全过关，目前主要依赖进口，成为的瓶颈；为数不多的上游零部件厂商与下游40多家整机企业形成倒挂，一家零部件企业往往为多家整机企业供应产品，卖方格局明显。
       整机厂商竞争逐渐加剧。面对巨大的市场和产业政策的支持，国内主流风机制造商纷纷加大投入以求稳固市场地位。此外还有30余家公司准备通过自主研发、购买生产许可证或合资合作的方式获得风机技术，进入风机制造业来分取市场蛋糕。
海外风机巨头也纷纷在华设立工厂进行本土化生产，未来市场竞争将越来越激烈。
        截至2007年底，国内涉足风机整机制造的厂商增加到44家，其中外商独资/合资企业7家，内资企业37家，比全球其他国家风电设备厂商的总和还多，行业洗牌势在必行。我们认为众多后进入者绝大多数将遭市场淘汰，真正能够在未来行业走向集中的过程中生存壮大的必然是拥有先发规模优势和自主创新能力的龙头厂商。

       下游风电场投资积极性高。国家关于落实可再生能源发电配额规定，到2010年和2020年，权益发电装机总容量超过500万千瓦的投资者，所拥有的非水电可再生能源发电权益装机容量应分别达到其权益装机总容量的3%和8％以上，这一强制性目标使得电力运营商特别是五大电力集团投资风电的热情空前高涨。另一方面，大的发电集团均属于国有企业，其装机容量决定了他们在同类企业中的地位，为了保证所处地位不下降，他们必须保持与其他集团和行业的同速扩张。未来中国火电发展受限、水电资源有限性都不可能长期持续，发电集团正是看到了风电在中国的长远美景，所以现阶段就已经开始了抢占利风资源的行动。
        我国风电场建设和运行成本在逐步降低，初始投资从1994年的约12000元/千瓦降低到目前的约10000元/千瓦，风电运营成本也降到了0.5-0.6元/千瓦时左右。
         当前特许权项目招标电价在0.45-0.55元/千瓦时左右，加上通过CDM项目带来的0.05-0.05元/千瓦时收益，风电运营商已经可以保本；非特许权项目往往可以获得0.6-0.7元/千瓦时的上网电价，风电场运营可获得可观效益，特别是在还本付息期结束后，风电场运营将转为暴利产业。
        3.2.我国风电行业发展迅速
        我国的风电发展大体可分为3个阶段：
        首个阶段：1986-1990年是我国并网风电项目的探索和示范阶段。其特点是项目规模小，单机容量小。在此期间共建立了4个风电场，安装风电机组32台，单机容量为200kW，总装机容量为4.215万千瓦。平均年新增装机容量仅为0.843万千瓦。
          第二阶段：1991-1995年为示范项目取得成效并逐步推广阶段。共建立了5个风电场，安装风电机组131台，装机容量为33.285万千瓦，平均年新增装机容量为6.097万千瓦，单机容量为500kW。
         第三阶段：1996年后为扩大建设规模阶段。其特点是项目规模和装机容量较大，发展速度较快，平均年新增装机容量为60.13万千瓦，单机容量为1500kW。
         截至到2007年底，我国风电总装机容量累计为6050MW，仅2007年，我国风电装机新增装机就达到3454万千瓦，07年新增与累计装机分别同比增长159%和133%。
         3.3.中国风电行业未来仍将维持高景气度
         3.3.1．风能储量丰富，空间巨大
         据中国气象科学研究院初步探明，中国风能总储量达32.26亿千瓦，居世界前位。其中可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿千瓦，近海可开发和利用的风能储量有7.5亿千瓦，共计约10亿千瓦，大于中国的水能资源储量。截至2006年，除了西藏、云南、新疆等5个省自治区外，国内其他26个省、自治区、直辖市的风能资源还有32亿千瓦装机容量可供开发。其中，内蒙古可供开发的风能资源占到了26个省、自治区、直辖市的一半，达14.6亿千瓦。
         与国外相比，我国风能储量是印度的30倍，德国的5倍，但截至到2006年底，我国风电装机容量仅为印度的1/2.5，德国的1/8。因此，中国未来风机行业发展空间巨大。
        3.3.2．国家调整能源结构需要根据我国公布的《可再生能源中长期发展规划》和《可再生能源发展十一五规划》，到2010年，可再生能源在能源消费中的比重达到10％，全国可再生能源年利用量达到3亿吨标准煤。到2020年，我国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。
        同样作为可再生能源，在国家政策支持下，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，估计未来水电在电源结构中的比例很难大幅增加。而太阳能和生物质发电在我国刚刚起步，未来将面临良好发展机遇，但是目前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。
         比较看来，风力发电是目前具商业化条件的可再生能源。当前，随着技术的进步和规模优势的体现，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。根据《风力12在中国》的预测，2020年前后，我国的风力发电成本将与煤电相当。
        但截至到2006年底，风电的风力发电的装机容量仅占电力总装机容量的0.42％，出于改善过于依赖煤炭资源的状况和考虑到环保压力，中国风电装机容量占电力总装机容量的提升空间很大。

        3.3.3.进口替代和出口潜力看
       好截至到2006年底，我国风电装机容量中国外风电机组制造商占有全国总装机容量的65.92％，国内风力发电机组制造商所占比例仅为34.08％，也就是说，我国风电市场的大部分市场份额被国外风电机组制造商占据。2007年，中国新增风电机组中，内资企业产品占55.9％，内资企业的新增市场份额首次超过外资企业。显示了随着技术的提高，我国风电机组的进口替代能力逐步增强。
        目前，我国国内风机业务的出口几乎是空白，但根据国外的发展经验，风机制造厂商往往是开始立足国内市场，随着技术发展的不断成熟以及国内市场的日益饱和，企业开始寻求国际化的发展道路，出口业务在企业整个业务中占有较大比例，比如Vestas、Gamesa等。目前，我国的风电产业正在走当年我国火电设备和水电设备的历程：技术引进－消化吸收－改进创新－进口替代－走出国门。从实际情况看，我国风机制造领域的部分企业已经在做走出国门的准备，比如，金风科技收购德国VENSYS公司，试图将德国VENSYS公司技术优势和金风科技的产业化优势相结合，制造出“德国品质、中国成本”的风力发电机组，获取在世界风电市场的产品竞争优势，打开国际市场销售的空间。
        3.3.4.常规能源价格持续上涨促使风电更受重视
        煤炭、石油、天然气等常规能源价格近年来持续上涨，导致常规能源发电成本持续上升。
       随着风电制造技术趋于成熟，以及单机容量不断增大，风电单位发电成本持续下降，在过去的5年中，我国风力发电的成本下降了约20％。根据《风力12在中国》的预测，2020年前后，我国的风力发电成本将与煤电相当。
       风电的替代品主要是其他可再生能源产品，如太阳能、生物质能、潮汐能等。相比较而言，风电产品的资源比较丰富、技术相对成熟、成本较低，在大规模商业化开发方面具备较强的优势。风能与太阳能的成本比较如表6：
        3.3.5．国家政策支持
       目前，国内对风电发展比较有利的政策主要有：
      （1）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。
       （2）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。
        （3）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。
       （4）财税扶持
        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。

       为鼓励国内企业开发、制造大功率风力发电机，财政部规定，自2008年1月1日起，对国内企业为开发、制造大功率风力发电机组而进口的关键零部件、原材料所缴纳的进口关税和进口环节增值税实行先征后退，所退税款作为国家投资处理，转为国家资本金，主要用于企业新产品的研制生产以及自主创新能力建设。
        4.多晶硅“蜜月”或将结束
        4.1.光伏产业链分析
       光伏产业包括多晶体硅原材料制造、硅锭/硅片生产、太阳电池制造、组件封装和光伏系统应用等，还有一些与整个产业链相关联的产业，如各环节的专用材料制造、专用设备制造，专用检测设备制造以及光伏系统平衡部件制造等。
       由于高纯多晶硅原料生产制造过程具有资金密集、技术密集、高耗能、回收周期长的特点，目前在整个产业链中进入壁垒高，基本上被国际上7大厂家垄断，总产量约占世界总产量95%以上，主要分布在德国、日本、美国、意大利以及挪威等国家。
       硅锭切片，即硅片的生产是晶体硅太阳能光伏电池制备的首道工序，晶体硅电池组件成本的65％来自硅片，而电池制造和组件封装只占成本的10％和25％。
       随着硅材料成本的持续走高，硅锭切割工艺在光伏电池制造环节中的重要性也日益提高。通过不断提升硅片制备的工艺、设备和技术水平来降低硅片成本、节约原材料，提高生产效率，已成为光伏产业目前关注的焦点。
晶体硅光伏电池。晶体硅太阳能光伏电池是在单晶或多晶体硅片上通过扩散制结而制成的，商品化晶体硅太阳电池的制备工艺大致相同。虽然中国商品化光伏电池制作工艺接近或达到国际先进水平，但大多数企业自主研发实力不强，以消化吸收国际技术为主，缺乏技术创新和市场应变能力。目前大规模生产的晶体硅电池的总体发展趋势为：高效率、大面积、薄硅片。这对国内光伏电池制造业提出了新的要求，即高效率、大面积、薄型化。
        晶体硅太阳电池组件制造主要是将晶体硅太阳电池进行单片互连、封装，以保护电极接触，防止互连线受到腐蚀，避免电池碎裂。封装质量直接影响晶体硅太阳电池组件的使用寿命。在整个太阳能光伏电池产业链中，组件封装是投资少、建设周期短的部分。由于技术和资金门槛低，同时可以充分利用劳动力成本低廉的优势，中国太阳能光伏电池封装行业的发展迅速。
         光伏应用产品主要包括太阳能庭院灯、草坪灯、信号灯、太阳能计算器和玩具等。
         由于国外市场需求，又是劳动密集型产业，在中国珠江三角洲及福建、浙江等沿海地区出现了大批光伏消费品生产厂商,中国已成为世界上的光伏消费品生产国。
        4.2.光伏发电成本分析
        4.2.1．太阳电池的成本
        光伏发电成本的60%以上来自太阳电池，而硅材料又占整个太阳电池价格的56.2 %，是影响太阳电池价格的主要因素，太阳电池价格偏高的原因主要是硅材料供应紧张，价格飞涨造成的。
        4.2.2.太阳电池成本持续降低
        电池硅片厚度持续降低。30多年来，太阳电池硅片厚度从70年代的450－500μm降低到目前的180－280μm，降低了一半以上，硅材料用量大大减少，对太阳电池成本降低起到了重要作用，是技术进步促进降低成本的重要范例之一。预计未来2-3硅片厚度将下降约20%。
电池效率不断提高。目前商业化晶体硅电池的效率达到14％－20％(单晶体硅电池16％－20％，多晶体硅14％－16％)；与此同时，光伏产业技术和光伏系统集成技术与时俱进，共同促使光伏发电成本不断降低。生产规模不断扩大。太阳电池单厂生产规模已经从20世纪80年代的1－5MWp/a发展到90年代的5－30MWp/a和目前的50－500MWp/a。生产规模与成本降低的关系体现在学习曲线率上，即生产规模扩大1倍，生产成本降低的百分比，对于太阳电池来说，生产规模扩大1倍，生产成本降低20%。预计，在未来的两年之内，单厂年生产能力达到1GWp的企业将会出现。
        太阳电池组件成本大幅度降低。2003年世界重要厂商的成本为2－2.3美元/Wp，售价2.5－3美元/Wp，因材料紧缺有所回升。当供求关系越过平衡点后，成本会比前一个供求关系对应点更低，这也是30年来经验曲线中曾经出现过的现象。
        4.3.多晶硅“蜜月”或将过去
         4.3.1.需求分析

         国际市场需求稳定增长。10年太阳电池及组件产量年均增长率达到33%，5年的年平均增长率达到43％，EPIA(欧洲光伏工业协会)对2010年全球PV市场安装容量预测为5.4GW。
        从长远看，太阳能光伏发电不但要替代部分常规能源，而且将成为世界能源供应的主体。根据欧洲JRC预测，到2030年可再生能源在总能源结构中占到30％以上，太阳能光伏发电在世界总电力的供应中达到10%以上；2040年可再生能源占总能耗50％以上，太阳能光伏发电将占总电力的20%以上；到21世纪末可再生能源在能源结构中占到80％以上，太阳能发电占到60％以上。
         国内市场潜力巨大。2006年底，中国太阳电池产量达到369.5MWp，成为世界第三大光伏电池生产国，但其中仅有10MWp用于国内，其余98%均出口，具有明显的出口依赖性。国内市场主要在通信和工业应用、农村和边远地区应用、光伏并网发电系统和太阳能商品等。
从国内产能释放来看，目前除新光硅业一期、江苏中能、洛阳中硅以及东气多晶硅试生产线开始有实际量产外，国内庞大的多晶硅投资项目尚未有新的规模产能释放。
        5.输配电行业高景气趋势未改
        5.1.高景气来源于电网投资持续增加
        电网投资持续增加。“十一五”期间，国家电网预计将投入1.13万亿元，加上南方电网投资，全国电网建设和改造投资的总额将在1.43万亿左右，是“十五”期间电网投资2倍多。从目前实际投资情况看，“十一五”后三年的电网建设和改造的投资额度大约在1万亿元左右，复合增长率在16％左右，年均投资额在3000多亿元。
       输配电收入和利润保持快速增长。在电网投资持续增加的情况下，2007年以来，输配电产品收入和利润总额均保持了快速增长，08年前5个月收入达到2218亿元，同比增长30.84%，利润总额达到159亿元，同比增长50.73，利润增长的速度远高于收入增长的速度，体现了输配电较高的行业景气。
        输配电行业毛利率稳定。从统计数据看，行业毛利率基本保持稳定，显示了过去原材料涨价并没有给行业带来太大的影响，同时也说明了输变电行业尤其是高设备已经具备较强的成本转嫁能力。
        5.2.高压主干网、电网改造、特高压电网是投资重点
       当前电网中主干网以220千伏为主，但从今后几年的发展方向可以看出主要增长在于330千伏以上尤其是500千伏等级。根据国家电网公司“十一五”电网规划及2020年远景目标报告，“十一五”期间国家电网将新增330千伏及以上输电线路6万公里、变电容量3亿千伏安。南方电网将建成投产500千伏交流线路15651千米，变电容量6175万千伏安；建成投产500千伏直流线路1225千米，输电规模300万千瓦；建成投产800千伏直流线路1438千米，输电规模500万千瓦。预计到2010年，我国330千伏以上输电线路长度及变电容量将分别达到158130公里和66557万千伏安，分别比2005年增长105.57%和119.56%。
        电网改造方面，我国计划将投资2200多亿元，对31个直辖市、省会城市和计划单列市的电网进行建设和改造。主要包括对现有城市电网中500千伏、220千伏和110千伏线路和变电站的设备更新和改造；突出抓好北京、上海等特大城市的电网建设，在中心市区建设220千伏和500千伏变电站，保证特大城市供电安全。
        特高压电网建设方面，国家电网公司以推进特高压电网示范工程为重点，全面启动特高压电网的建设，形成交流特高压“四横六纵”多受的网架。到2020年，我国特高压电网基本建成，输送电量将达到2亿千瓦以上，占全国装机总容量的25%。

        据预测，到2020年特高压交流加直流输电线路的总投资约为4060亿元人民币，其中交流输电线路2560亿，直流输电线路约1500亿。
 

        5.3.国内企业竞争力增强
       我国电力设备行业经历了一个由“市场换技术”到“自主创新”的过程，国内企业竞争力逐渐增强。国际一流电力设备企业大举进入中国市场，他们的进入在一定程度上带动了国内企业的新产品开发。但是这些国外企业在与国内企业合作或合资时，往往在大容量、高电压等级产品等关键技术上设置障碍，形成技术壁垒，以保持其技术优势。“十一五”规划中，国家提出要提高电力主要设备国产化程度，综合国产化率将从“十五”的不足50%提高到“十一五”的70%。国内电力设备重点企业依托国家重点项目，通过对国外先进技术的引进、消化、吸收，并在此基础上提高自主创新能力，成为“十一五”期间市场的主力，国内电力装备制造业整体水平也得以提升。
        5.4.国内龙头企业市场份额不断提升
        在输配电设备方面，为了扶持国内企业，国家发改委要求特高压设备要全面实现自主研发、国内生产。目前，除部分关键技术可由外方提供支持外，不允许外资及其控股的合资企业参与设备的研制和投标。为了进行有效控制，国家电网及南方电网自2006年收缴了各下级单位对220千伏及以上电网主设备招标权，开始进行集中招标，避免了过去经济发达地区购买大量进口及外资厂商设备的事情发生。
       这样就使得来自于外资优势企业的竞争压力减弱，一定程度给国内优势企业让出一部分市场空间，从而让有技术优势的国有龙头企业分享到较多的份额。
       5.5.输变电设备出口逐渐增多
      “十一五”期间，输变电设备行业技术提升水平较快，尤其是在“三峡”、“西电东送”、“特高压”、“直流输电”领域得到了锻炼，目前国内制造水平已基本接近世界先进水平。过去行业制造技术落后，出口设备较少，2006年以来，中国输变电设备出口已初具规模。
         6.“节能减排”中的机会
        6.1.节能减排形势比较严峻
        历史数据显示，发电领域排放二氧化硫达全国排放总量的50%以上，烟尘排放占全国排放量的20%以上。输电领域和配电领域由于线损率导致大量耗能，按2007年我国发电量3.2万亿千瓦时测算，耗费在输电及配电侧线路及变电设备空载损耗上的电就达到1800多亿千瓦时。
        国家发改委在《能源发展“十一五”规划》具体制定了电力工业的节能减排主要指标：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%；使火电厂每千瓦时烟尘排放量控制在1.2克、二氧化硫排放量下降到2.7克，二氧化硫总量减少10%以上；使电网线损率下降到7%左右，下降0.18个百分点。
        2007年我国二氧化硫和化学需氧量排放总量分别下降了4.66%和3.14%，首次实现了双下降。电力工业中发电标准煤耗和供电标准煤耗分别下降至340和357克每千瓦时，6000千瓦以上厂用电率下降至5.9％，全国电网线损率下降至6.85％。
       “节能减排”政策的效果虽然明显，但一些主要指标离达标线还有不少的差距。

        6.2.节能减排的主要措施及相关设备
        发电领域：
        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。使用低硫燃料、装设脱硫设备等，控制电厂二氧化硫排放。大力发展风能、生物质能和太阳能等可再生能源发电。
        输变电领域：
        采用先进输、变、配电技术和设备，逐步淘汰能耗高的老旧设备；加强跨区联网，推广应用电网经济运行技术；采取有效措施，减轻电磁场对环境的影响。相关设备主要包括特高压线、低损耗变压器、非晶合金配电变压器、动态无功补偿装置(SVC)等。
        用电领域：
       推广用电自动化管理系统、智能建筑节能设备、以及节能用电设备等。用电自动化管理系统：用电自动化管理系统可以实时收集电力终用户的用电信息，掌握计量设备的工作状态，实现有序用电、自动抄表和用电监控，同时为电网企业线损率管理、用电分析、负荷预测、电价评估和营销决策提供有力的技术支持。
       7.原材料上涨对电力设备行业形成压力
       2008年，由于原材料涨价，电力设备行业受到了较大的影响。电力设备行业成本构成中原材料一般平均占到总成本的70％左右，由于签订的都是闭口合同，合同签订到交货期间原材料价格的涨跌对企业利润的影响相当大。
       7.1.钢材价格上涨威胁电站设备类企业盈利能力
       从成本构成来看，钢材在电站设备类中所占比例较高，其中，占发电机成本的60%左右，占汽轮机和锅炉成本的70-80%，对毛利率的影响非常大。07年以来我国的钢材价格随着铁矿石、运费和焦煤价格的上涨而上涨，仅就08年初到现在，钢材平均价格就已经上涨30%左右。由于电站设备订货周期一般会提前1-2年，水电、核电更长；当前设备厂商对零部件的采购需求迫切，多位敞口合同，上游零部件企业对整机厂商的议价能力较强，钢价上涨带来的成本压力基本向整机厂商转嫁；电站设备厂商面对下游强势的发电集团客户缺乏足够的谈判能力，销售产品则是闭口订单；虽然现在未交付的订单可以通过与客户协商共同承担成本上涨，但是下游煤电联动无法实行，行业经营状况恶化，成本上涨的大部分很难得到客户的认同。因此，如果钢材价格继续维持高位，那么电站设备厂商的毛利率下滑风险恐怕难以规避。
       7.2.输变电行业成本压力相对较轻
       输变电行业中目前只有生产变压器的企业承受成本压力较大。由于取向硅钢在变压器成本中占有30％左右的比例，取向硅钢价格在经历04－05年的一波快速上涨后，一直维持在37000元/吨左右，但08年初价格又经历了一番上涨，约30％左右。对于变压器企业来说，订单一般为闭口合同，原材料大多是现货购买的方式，原材料大幅上涨，企业无法转移成本上升的不利因素，盈利能力预计将会出现下降。但从今后情况看，随着武钢二硅钢项目的建成，取向硅钢的产能大副增加，而且宝钢取向硅钢产品也已经研发成功，打破了国内企业由武钢在取向硅钢领域的垄断地位，这都将缓解硅钢供给紧张的局面，未来硅钢价格继续大幅上涨的可能性不大。
       高压开关和电线电缆产品成本压力轻。由于铜和铝在高压开关、电线电缆产品中占到45％－70％，铜、铝价格自2005年下半年以来出现暴涨后，价格均变化幅度不大。鉴于目前全球性的通货膨胀压力不断加大，大多经济体增长有所放缓，西方未来几个月内工业生产减速的可能性也在不断加大。另外，前期高价格刺激的新增产能正在释放，阶段性的金属价格的压力在增加。短期内铜、铝价很难有走高的可能性，从而有利于缓解生产高压开关和电线电缆企业的成本压力。