發電設備子行業出現分化
      07年發電設備增速出現回落，其中火電相關設備增速明顯放緩，雖然出口帶來新的增長點，但短期不能彌補國內需求下滑產生的缺口，預計景氣周期見頂。水電、核電等行業在政策的支持下，仍然保持高景氣。
       風電設備延續高景氣，多晶硅“蜜月”或將過去
       在政策、利益驅動下，風電建設在整個“十一五”期間仍將保持高速發展，從事整機生產的行業龍頭企業以及議價能力強的關鍵零部件供應商將受益于風電行業的爆發式增長。光伏產業雖然前途看好，但多晶硅近期產能擴張速度超過了需求增長的速度，價格預期下滑。
      輸配電行業處于景氣上升
      未來加大輸配電領域投資是我國電力工業長期發展的必然趨勢，受益于電網投資持續增加，輸配電產品的收入和利潤繼續保持快速增長。與此同時，國內輸配電企業在經歷了由“市場換技術”到“自主創新”  的轉變過程后，競爭力逐漸增強，市場份額逐漸提升。
     “節能減排”的壓力和市場機遇
      電力工業是能源消耗和污染物排放的大戶。電力工業中落實“節能減排”政策的主要措施是在發電、輸變電和用電領域推廣具有明顯節能減排效果的先進電力設備。
      原材料上漲威脅電力設備廠商盈利能力
      08年以來，電力設備領域的原材料價格持續上漲，其中作為發電設備主要成本構成的鋼材價格上漲幅度突出，原材料價格的不斷上漲直接威脅了相關廠商的盈利能力；由于銅、鋁價格相對上漲幅度有限，我們認為輸配電設備成本壓力相對較輕，行業繼續高景氣。
       1.回顧：電力設備行業總體運行情況
電力設備行業主要分電站發電設備（發電機、汽輪機、水輪機、電站鍋爐等）、輸變電一次設備（變壓器、開關、斷路器、電線電纜等）、二次設備（電站自動化和電網自動化等）及電力環保設備（變頻器、脫硫設備等）。其中電源投資主要形成對電站設備及電力環保的需求，輸變電一次設備和二次設備的需求主要來自電網投資。因此可以說，電源建設、電網建設對設備的需求決定行業增長。
       1.1.電力投資持續增加
       2000年以來，全社會用電量年均增長率高達13.16%，而經濟的快速增長是促進用電量持續增長的主要因素。根據我們對2000-2007年間的數據統計進行分析得出，社會用電量增長速度與GDP增長速度的彈性系數平均在1.2倍左右，其中03年達到1.5倍，之后便逐步回落到07年的1.2倍左右。
       隨著全社會用電量的不斷增長，尤其是在2000年以來全國多次出現大面積“電荒”的情況下，國家逐步加大了對電力投資的力度，從而直接刺激了電力設備的市場需求。
       1.2.電力投資結構逐步優化
       長期以來，國內電力建設中一直存在著發電和輸配電的結構嚴重失衡的狀況，2005年前，二者的比例關系大概是4:6，相反，目前發達國家輸配電和發電資產的投入比例大約為6:4。由于我國城市電網建設投入嚴重不足，導致大多城市電網結構非常薄弱，電網老化現象嚴重。
       從保證電網安全和提高輸送效率方面出發，國家從05年開始就逐步加大電網領域的投資力度，從而使得電網投資在整個電力投資中的比例得到提升。2007年全國電力基本建設投資完成5493億元，同比增長3.87％，其中發電基本建設投資完成3042億元，同比降低4.81%,連續兩年出現回落，其占電力投資比重由06年的60.42%下降到07年的55.37％；電網基本建設投資為2451億元，同比增長17.1%，電網投資比重由06年的39.58%上升到07年的44.63％。隨著電網投資比重的逐步增加，過去電源投資規模過大、增速過快、比例過高的發展嚴重失衡的狀況逐步得到改善。
       1.3.發電設備子行業出現分化

       1.3.1.火電相關設備產量增速放緩顯著
       從統計數據看，與火電相關的鍋爐、汽輪機等發電設備受火電需求增速放緩的影響，與前幾年電力短缺帶來的高速增長相比，07年增速較前幾年已經明顯下降。進入2008年，鍋爐、汽輪機等產品下滑的速度更為顯著，鍋爐產品08年4月份同比增長為－28.18％，汽輪機產品08年4月份同比增長－29.17%。
       1.3.2.水電相關設備增長穩定
        近幾年來，水電建設步伐已經加快，龍灘、小灣、構皮灘、瀑布溝、錦屏、拉西瓦、向家壩、溪洛渡等一批大型水電站相繼開工建設，其中有些項目的部分工程已投產發電。從統計數據看，水電發電設備容量達1.45億千瓦，增長11.5％。2007年三峽電站又有7臺機組投產發電，發電生產能力達1480萬千瓦。受水電投資拉動，與水電相關的水輪機產品仍然保持了穩定增長。
       1.3.3.核電步入快速發展期
       截至2007年底，我國大陸地區核電運行機組達到11臺，運行總裝機容量達到907.8萬千瓦。國家原子能機構的統計顯示，2007年，我國核電總發電量628.62億千瓦時，上網電量為592.63億千瓦時，同比分別增長14.61%和14.39%。
       2.預期：發電設備步入調整期，子行業景氣程度不一
       2.1.經濟增速放緩帶動發電設備調整
       從目前情況看，隨著國家宏觀調控政策不斷加強，2008-2010年，我國GDP增長率出現減速恐不可避免，如果按照GDP年均增長9％和發電設備與GDP的彈性系數為1.15計算，考慮“十一五”期間要淘汰0.5億千瓦落后產能的因素，那么發電裝機容量將可能從2007年的7.13億千瓦增加至2010年的9.47億千瓦左右,三年復合增長率為10％左右，年均增加裝機容量約為0.78億千瓦，與06年新增裝機容量相比下滑0.34億千瓦，與07年相比也有0.16億千瓦的缺口。這說明未來幾年我國發電設備裝機容量增速將難免會出現下降，并且新增裝機容量環比可能出現負增長，發電設備步入周期下行階段明顯。
        2.2.出口增長在短期無法彌補國內需求下滑缺口
        目前，電站設備全球范圍內主要有日本的日立、三菱、東芝；中國的三大動力集團（東方、上電、哈電）以及歐美GE、西門子、阿爾斯通共九家。東南亞、南亞、非洲只有印度重型電力有限公司一家大型的本土燃煤電站設備廠家。中國三大動力集團經過幾十年的技術積累，已經形成了相當的科研能力，除了抽水蓄能電站設備、燃氣機組等高產品未能有所突破外，300兆瓦、6000兆瓦的常規產品已經達到國際先進水平。但是，在一些集成技術、新材料的研制等方面與國外相比還有較大差距，尤其在滿足節能降耗標準的高新技術產品研發方面差距較為明顯。
         從產品制造水平來看，中國通過引進先進的生產線，工藝與制造水平已經能夠趕上歐美與日本，甚至在某些方面還處于領先地位。從產品價格來看，價格優勢一直是中國產業的主要競爭力。同類電力設備產品，中國制造一般比歐美日制造便宜20％－30％，甚至更多，性價比優勢明顯。
        但是，我國生產企業在設備研發能力，如集成技術、新材料的研制等方面與國外相比還有較大差距，尤其在滿足節能降耗標準的高新技術產品研發方面差距較為明顯。在出口上，我國電站設備出口仍然集中在周邊的發展中國家，也間接表明了我國在電站設備的技術上與發達國家相比仍有差距需要彌補。
        目前，我國發電設備產品出口增長迅速，已出口到世界30多個國家和地區，其中東南亞、非洲和中東地區是主要目標市場。
        從三大動力集團簽訂的三年內工程合同來看，涉及總額大約為2073萬千瓦，平均每年為700萬千瓦，也就是說出口帶來的需求增長與國內需求下滑缺口的1600萬千瓦相比還有很大的差距。
        2.3.可再生能源發展空間大，景氣度高
       從各類可再生能源的發展規劃來看，未來10-15年內都有較大的發展空間。相對而言，風電、生物質能、核電不僅在裝機容量絕對額的增長空間、而且在裝機容量的復合增長率上都明顯的相對優勢。另外，國家還表示要通過實行優惠的財政稅收價格投資政策和強制性的市場份額政策，鼓勵生產消費可再生能源，使其在一次能源生產總量中的比例由2006年末的7%，提高到2010年的10%，進而到2020年的16%。

        2.3.1.水電
       根據國家“十一五”規劃,到2010年，水電裝機要達到1.9億千瓦，即“十一五”期間新增裝機7300萬千瓦。“十二五”期間，我國還將進一步加大水電投資規模，“十二五”期末我國水電裝機容量將達到2.3億千瓦，占到總裝機容量的25％，期間年均投資額將達到750億元。由此可見，在相當長的一段時間內，水電相關設備仍將會保持穩定的增長。
       2.3.2.核電
       根據《國家核電發展專題規劃（2005－2020年）》，到2020年，在運行核電裝機容量4000萬千瓦，核電年發電量達到2600億至2800億千瓦時；在目前在建和運行核電容量1696.8萬千瓦的基礎上，新投產核電裝機容量約2300萬千瓦；同時，考慮核電的后續發展，2020年末在建核電容量應保持1800萬千瓦左右。同時規劃還指出，按照15年內新開工建設和投產的核電建設規模大致估算，核電項目建設資金需求總量約為4500億元人民幣。
        2.4.火電設備景氣周期見頂
       從電力結構看，目前火電在我國現有電力結構中占據絕對的優勢，占全國總發電量的比重達到83％。雖然短期內以火電為主導的格局難以改變，但出于對煤炭資源未來供應能力的擔心，以及火電廠對于環境的危害，我們認為國家今后在可再生能源方面投入將相對較多，火電在整個電力結構中的比例逐步下降將是必然趨勢。
       從供需看，隨著大批電源項目的相繼建成投產，電力供需形勢進一步緩和，全國供需總體基本平衡，發電設備利用小時數繼續大幅回落。受需求影響，從2007年下半年開始出現調整，發電設備產量增速也開始放緩。我們認為，在發電設備產量增速放緩的情況下，國家今后將會沿用目前的電力結構調整方向，大力發展可再生能源，從而火電未來發展空間將受到壓縮。
       從財務指標看，2007年下半年以來，火電設備廠商面臨著巨大的成本壓力。能源與原材料價格的大幅上漲使得設備廠商的主營業務成本增幅明顯超過了主營業務收入增幅，造成主營業務利潤增幅低于主營業務收入增幅。
        未來火電設備將向大型化發展。目前我國30萬千瓦及以上電力設備逐漸成為主流，2008年以后火電建設必然向更大容量、高參數機組演變，估計60萬千瓦甚至100萬千瓦機組將成為主流。目前國內發電設備的主流品種30－60萬千瓦亞臨界和60萬千瓦以上超臨界機組主要集中在三大發電設備集團生產。而未來60萬千瓦和100萬千瓦超（超）臨界機組的市場更是非三大動力集團莫屬。伴隨國內電力裝機的快速增長，目前國內三大動力集團已經占有了全球市場份額的50%左右。
       3.風電步入黃金時期，前景廣闊
       3.1.風電產業鏈分析
       零部件廠商與整機廠商數量倒掛，產能不匹配，賣方市場格局明顯。目前國內能夠規模化生產大型風輪葉片的僅有保定惠騰、上玻院、中復連眾等；生產齒輪箱的主要有中國高速傳動、重齒和杭齒；發電機生產企業主要有永濟電機、蘭州電機、湘潭電機、南車電機等；風電主軸軸承國內產品質量尚未完全過關，目前主要依賴進口，成為的瓶頸；為數不多的上游零部件廠商與下游40多家整機企業形成倒掛，一家零部件企業往往為多家整機企業供應產品，賣方格局明顯。
       整機廠商競爭逐漸加劇。面對巨大的市場和產業政策的支持，國內主流風機制造商紛紛加大投入以求穩固市場地位。此外還有30余家公司準備通過自主研發、購買生產許可證或合資合作的方式獲得風機技術，進入風機制造業來分取市場蛋糕。
海外風機巨頭也紛紛在華設立工廠進行本土化生產，未來市場競爭將越來越激烈。
        截至2007年底，國內涉足風機整機制造的廠商增加到44家，其中外商獨資/合資企業7家，內資企業37家，比全球其他國家風電設備廠商的總和還多，行業洗牌勢在必行。我們認為眾多后進入者絕大多數將遭市場淘汰，真正能夠在未來行業走向集中的過程中生存壯大的必然是擁有先發規模優勢和自主創新能力的龍頭廠商。

       下游風電場投資積極性高。國家關于落實可再生能源發電配額規定，到2010年和2020年，權益發電裝機總容量超過500萬千瓦的投資者，所擁有的非水電可再生能源發電權益裝機容量應分別達到其權益裝機總容量的3%和8％以上，這一強制性目標使得電力運營商特別是五大電力集團投資風電的熱情空前高漲。另一方面，大的發電集團均屬于國有企業，其裝機容量決定了他們在同類企業中的地位，為了保證所處地位不下降，他們必須保持與其他集團和行業的同速擴張。未來中國火電發展受限、水電資源有限性都不可能長期持續，發電集團正是看到了風電在中國的長遠美景，所以現階段就已經開始了搶占利風資源的行動。
        我國風電場建設和運行成本在逐步降低，初始投資從1994年的約12000元/千瓦降低到目前的約10000元/千瓦，風電運營成本也降到了0.5-0.6元/千瓦時左右。
         當前特許權項目招標電價在0.45-0.55元/千瓦時左右，加上通過CDM項目帶來的0.05-0.05元/千瓦時收益，風電運營商已經可以保本；非特許權項目往往可以獲得0.6-0.7元/千瓦時的上網電價，風電場運營可獲得可觀效益，特別是在還本付息期結束后，風電場運營將轉為暴利產業。
        3.2.我國風電行業發展迅速
        我國的風電發展大體可分為3個階段：
        首個階段：1986-1990年是我國并網風電項目的探索和示范階段。其特點是項目規模小，單機容量小。在此期間共建立了4個風電場，安裝風電機組32臺，單機容量為200kW，總裝機容量為4.215萬千瓦。平均年新增裝機容量僅為0.843萬千瓦。
          第二階段：1991-1995年為示范項目取得成效并逐步推廣階段。共建立了5個風電場，安裝風電機組131臺，裝機容量為33.285萬千瓦，平均年新增裝機容量為6.097萬千瓦，單機容量為500kW。
         第三階段：1996年后為擴大建設規模階段。其特點是項目規模和裝機容量較大，發展速度較快，平均年新增裝機容量為60.13萬千瓦，單機容量為1500kW。
         截至到2007年底，我國風電總裝機容量累計為6050MW，僅2007年，我國風電裝機新增裝機就達到3454萬千瓦，07年新增與累計裝機分別同比增長159%和133%。
         3.3.中國風電行業未來仍將維持高景氣度
         3.3.1．風能儲量豐富，空間巨大
         據中國氣象科學研究院初步探明，中國風能總儲量達32.26億千瓦，居世界前位。其中可開發和利用的陸地上風能儲量有2.53億千瓦，近海可開發和利用的風能儲量有7.5億千瓦，共計約10億千瓦，大于中國的水能資源儲量。截至2006年，除了西藏、云南、新疆等5個省自治區外，國內其他26個省、自治區、直轄市的風能資源還有32億千瓦裝機容量可供開發。其中，內蒙古可供開發的風能資源占到了26個省、自治區、直轄市的一半，達14.6億千瓦。
         與國外相比，我國風能儲量是印度的30倍，德國的5倍，但截至到2006年底，我國風電裝機容量僅為印度的1/2.5，德國的1/8。因此，中國未來風機行業發展空間巨大。
        3.3.2．國家調整能源結構需要根據我國公布的《可再生能源中長期發展規劃》和《可再生能源發展十一五規劃》，到2010年，可再生能源在能源消費中的比重達到10％，全國可再生能源年利用量達到3億噸標準煤。到2020年，我國可再生能源發電裝機占總電力裝機容量的比例達到30%以上。
        同樣作為可再生能源，在國家政策支持下，水電投資將穩步增加，但由于我國現有技術下可供開發的水電資源有限，估計未來水電在電源結構中的比例很難大幅增加。而太陽能和生物質發電在我國剛剛起步，未來將面臨良好發展機遇，但是目前要實現大規模商業應用仍存在很多技術瓶頸和成本過高的難題。
         比較看來，風力發電是目前具商業化條件的可再生能源。當前，隨著技術的進步和規模優勢的體現，風電的成本持續下降，每千瓦時風電成本由20世紀80年代的20美分下降到21世紀初的5美分左右。根據《風力12在中國》的預測，2020年前后，我國的風力發電成本將與煤電相當。
        但截至到2006年底，風電的風力發電的裝機容量僅占電力總裝機容量的0.42％，出于改善過于依賴煤炭資源的狀況和考慮到環保壓力，中國風電裝機容量占電力總裝機容量的提升空間很大。

        3.3.3.進口替代和出口潛力看
       好截至到2006年底，我國風電裝機容量中國外風電機組制造商占有全國總裝機容量的65.92％，國內風力發電機組制造商所占比例僅為34.08％，也就是說，我國風電市場的大部分市場份額被國外風電機組制造商占據。2007年，中國新增風電機組中，內資企業產品占55.9％，內資企業的新增市場份額首次超過外資企業。顯示了隨著技術的提高，我國風電機組的進口替代能力逐步增強。
        目前，我國國內風機業務的出口幾乎是空白，但根據國外的發展經驗，風機制造廠商往往是開始立足國內市場，隨著技術發展的不斷成熟以及國內市場的日益飽和，企業開始尋求國際化的發展道路，出口業務在企業整個業務中占有較大比例，比如Vestas、Gamesa等。目前，我國的風電產業正在走當年我國火電設備和水電設備的歷程：技術引進－消化吸收－改進創新－進口替代－走出國門。從實際情況看，我國風機制造領域的部分企業已經在做走出國門的準備，比如，金風科技收購德國VENSYS公司，試圖將德國VENSYS公司技術優勢和金風科技的產業化優勢相結合，制造出“德國品質、中國成本”的風力發電機組，獲取在世界風電市場的產品競爭優勢，打開國際市場銷售的空間。
        3.3.4.常規能源價格持續上漲促使風電更受重視
        煤炭、石油、天然氣等常規能源價格近年來持續上漲，導致常規能源發電成本持續上升。
       隨著風電制造技術趨于成熟，以及單機容量不斷增大，風電單位發電成本持續下降，在過去的5年中，我國風力發電的成本下降了約20％。根據《風力12在中國》的預測，2020年前后，我國的風力發電成本將與煤電相當。
       風電的替代品主要是其他可再生能源產品，如太陽能、生物質能、潮汐能等。相比較而言，風電產品的資源比較豐富、技術相對成熟、成本較低，在大規模商業化開發方面具備較強的優勢。風能與太陽能的成本比較如表6：
        3.3.5．國家政策支持
       目前，國內對風電發展比較有利的政策主要有：
      （1）國產化率要求
       2005年7月出臺了《關于風電建設管理有關要求的通知》，明確規定了風電設備國產化率要達到70%以上，未滿足國產化率要求的風電場不允許建設，進口設備要按章納稅。2006年風電特許權招標原則規定：每個投標人必須有一個風電設備制造商參與，而且風電設備制造商要向招標人提供保證供應符合75%國產化率風電機組的承諾函。投標人在中標后必須并且只能采用投標書中所確定的制造商生產的風機。
       （2）風電全額上網
       2006年1月1日開始實施《可再生能源法》。該法要求電網企業為可再生能源電力上網提供方便，并全額收購符合標準的可再生能源電量，以使可再生能源電力企業得以生存，并逐步提高其在能源市場的競爭力。
        （3）電價分攤根據《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》相關規定，風能發電價格實行政府指導價即通過招標確定的中標價格，可再生能源發電項目上網電價高于當地燃煤機組標桿上網電價的部分，各省電網企業按其銷售電量占全國的比例，分攤全國可再生能源電價附加額，其實際支付的可再生能源電價與其應承擔的電價附加的差額，在全國范圍內實行統一調配。
       （4）財稅扶持
        考慮到現階段可再生能源開發利用的投資成本比較高，為加快技術開發和市場形成，《可再生能源法》還分別就設立可再生能源發展專項資金，為可再生能源開發利用項目提供有財政貼息優惠的貸款，對列入可再生能源產業發展指導目標的項目提供稅收優惠等扶持措施作了規定。

       為鼓勵國內企業開發、制造大功率風力發電機，財政部規定，自2008年1月1日起，對國內企業為開發、制造大功率風力發電機組而進口的關鍵零部件、原材料所繳納的進口關稅和進口環節增值稅實行先征后退，所退稅款作為國家投資處理，轉為國家資本金，主要用于企業新產品的研制生產以及自主創新能力建設。
        4.多晶硅“蜜月”或將結束
        4.1.光伏產業鏈分析
       光伏產業包括多晶體硅原材料制造、硅錠/硅片生產、太陽電池制造、組件封裝和光伏系統應用等，還有一些與整個產業鏈相關聯的產業，如各環節的專用材料制造、專用設備制造，專用檢測設備制造以及光伏系統平衡部件制造等。
       由于高純多晶硅原料生產制造過程具有資金密集、技術密集、高耗能、回收周期長的特點，目前在整個產業鏈中進入壁壘高，基本上被國際上7大廠家壟斷，總產量約占世界總產量95%以上，主要分布在德國、日本、美國、意大利以及挪威等國家。
       硅錠切片，即硅片的生產是晶體硅太陽能光伏電池制備的首道工序，晶體硅電池組件成本的65％來自硅片，而電池制造和組件封裝只占成本的10％和25％。
       隨著硅材料成本的持續走高，硅錠切割工藝在光伏電池制造環節中的重要性也日益提高。通過不斷提升硅片制備的工藝、設備和技術水平來降低硅片成本、節約原材料，提高生產效率，已成為光伏產業目前關注的焦點。
晶體硅光伏電池。晶體硅太陽能光伏電池是在單晶或多晶體硅片上通過擴散制結而制成的，商品化晶體硅太陽電池的制備工藝大致相同。雖然中國商品化光伏電池制作工藝接近或達到國際先進水平，但大多數企業自主研發實力不強，以消化吸收國際技術為主，缺乏技術創新和市場應變能力。目前大規模生產的晶體硅電池的總體發展趨勢為：高效率、大面積、薄硅片。這對國內光伏電池制造業提出了新的要求，即高效率、大面積、薄型化。
        晶體硅太陽電池組件制造主要是將晶體硅太陽電池進行單片互連、封裝，以保護電極接觸，防止互連線受到腐蝕，避免電池碎裂。封裝質量直接影響晶體硅太陽電池組件的使用壽命。在整個太陽能光伏電池產業鏈中，組件封裝是投資少、建設周期短的部分。由于技術和資金門檻低，同時可以充分利用勞動力成本低廉的優勢，中國太陽能光伏電池封裝行業的發展迅速。
         光伏應用產品主要包括太陽能庭院燈、草坪燈、信號燈、太陽能計算器和玩具等。
         由于國外市場需求，又是勞動密集型產業，在中國珠江三角洲及福建、浙江等沿海地區出現了大批光伏消費品生產廠商,中國已成為世界上的光伏消費品生產國。
        4.2.光伏發電成本分析
        4.2.1．太陽電池的成本
        光伏發電成本的60%以上來自太陽電池，而硅材料又占整個太陽電池價格的56.2 %，是影響太陽電池價格的主要因素，太陽電池價格偏高的原因主要是硅材料供應緊張，價格飛漲造成的。
        4.2.2.太陽電池成本持續降低
        電池硅片厚度持續降低。30多年來，太陽電池硅片厚度從70年代的450－500μm降低到目前的180－280μm，降低了一半以上，硅材料用量大大減少，對太陽電池成本降低起到了重要作用，是技術進步促進降低成本的重要范例之一。預計未來2-3硅片厚度將下降約20%。
電池效率不斷提高。目前商業化晶體硅電池的效率達到14％－20％(單晶體硅電池16％－20％，多晶體硅14％－16％)；與此同時，光伏產業技術和光伏系統集成技術與時俱進，共同促使光伏發電成本不斷降低。生產規模不斷擴大。太陽電池單廠生產規模已經從20世紀80年代的1－5MWp/a發展到90年代的5－30MWp/a和目前的50－500MWp/a。生產規模與成本降低的關系體現在學習曲線率上，即生產規模擴大1倍，生產成本降低的百分比，對于太陽電池來說，生產規模擴大1倍，生產成本降低20%。預計，在未來的兩年之內，單廠年生產能力達到1GWp的企業將會出現。
        太陽電池組件成本大幅度降低。2003年世界重要廠商的成本為2－2.3美元/Wp，售價2.5－3美元/Wp，因材料緊缺有所回升。當供求關系越過平衡點后，成本會比前一個供求關系對應點更低，這也是30年來經驗曲線中曾經出現過的現象。
        4.3.多晶硅“蜜月”或將過去
         4.3.1.需求分析

         國際市場需求穩定增長。10年太陽電池及組件產量年均增長率達到33%，5年的年平均增長率達到43％，EPIA(歐洲光伏工業協會)對2010年全球PV市場安裝容量預測為5.4GW。
        從長遠看，太陽能光伏發電不但要替代部分常規能源，而且將成為世界能源供應的主體。根據歐洲JRC預測，到2030年可再生能源在總能源結構中占到30％以上，太陽能光伏發電在世界總電力的供應中達到10%以上；2040年可再生能源占總能耗50％以上，太陽能光伏發電將占總電力的20%以上；到21世紀末可再生能源在能源結構中占到80％以上，太陽能發電占到60％以上。
         國內市場潛力巨大。2006年底，中國太陽電池產量達到369.5MWp，成為世界第三大光伏電池生產國，但其中僅有10MWp用于國內，其余98%均出口，具有明顯的出口依賴性。國內市場主要在通信和工業應用、農村和邊遠地區應用、光伏并網發電系統和太陽能商品等。
從國內產能釋放來看，目前除新光硅業一期、江蘇中能、洛陽中硅以及東氣多晶硅試生產線開始有實際量產外，國內龐大的多晶硅投資項目尚未有新的規模產能釋放。
        5.輸配電行業高景氣趨勢未改
        5.1.高景氣來源于電網投資持續增加
        電網投資持續增加。“十一五”期間，國家電網預計將投入1.13萬億元，加上南方電網投資，全國電網建設和改造投資的總額將在1.43萬億左右，是“十五”期間電網投資2倍多。從目前實際投資情況看，“十一五”后三年的電網建設和改造的投資額度大約在1萬億元左右，復合增長率在16％左右，年均投資額在3000多億元。
       輸配電收入和利潤保持快速增長。在電網投資持續增加的情況下，2007年以來，輸配電產品收入和利潤總額均保持了快速增長，08年前5個月收入達到2218億元，同比增長30.84%，利潤總額達到159億元，同比增長50.73，利潤增長的速度遠高于收入增長的速度，體現了輸配電較高的行業景氣。
        輸配電行業毛利率穩定。從統計數據看，行業毛利率基本保持穩定，顯示了過去原材料漲價并沒有給行業帶來太大的影響，同時也說明了輸變電行業尤其是高設備已經具備較強的成本轉嫁能力。
        5.2.高壓主干網、電網改造、特高壓電網是投資重點
       當前電網中主干網以220千伏為主，但從今后幾年的發展方向可以看出主要增長在于330千伏以上尤其是500千伏等級。根據國家電網公司“十一五”電網規劃及2020年遠景目標報告，“十一五”期間國家電網將新增330千伏及以上輸電線路6萬公里、變電容量3億千伏安。南方電網將建成投產500千伏交流線路15651千米，變電容量6175萬千伏安；建成投產500千伏直流線路1225千米，輸電規模300萬千瓦；建成投產800千伏直流線路1438千米，輸電規模500萬千瓦。預計到2010年，我國330千伏以上輸電線路長度及變電容量將分別達到158130公里和66557萬千伏安，分別比2005年增長105.57%和119.56%。
        電網改造方面，我國計劃將投資2200多億元，對31個直轄市、省會城市和計劃單列市的電網進行建設和改造。主要包括對現有城市電網中500千伏、220千伏和110千伏線路和變電站的設備更新和改造；突出抓好北京、上海等特大城市的電網建設，在中心市區建設220千伏和500千伏變電站，保證特大城市供電安全。
        特高壓電網建設方面，國家電網公司以推進特高壓電網示范工程為重點，全面啟動特高壓電網的建設，形成交流特高壓“四橫六縱”多受的網架。到2020年，我國特高壓電網基本建成，輸送電量將達到2億千瓦以上，占全國裝機總容量的25%。

        據預測，到2020年特高壓交流加直流輸電線路的總投資約為4060億元人民幣，其中交流輸電線路2560億，直流輸電線路約1500億。
 

        5.3.國內企業競爭力增強
       我國電力設備行業經歷了一個由“市場換技術”到“自主創新”的過程，國內企業競爭力逐漸增強。國際一流電力設備企業大舉進入中國市場，他們的進入在一定程度上帶動了國內企業的新產品開發。但是這些國外企業在與國內企業合作或合資時，往往在大容量、高電壓等級產品等關鍵技術上設置障礙，形成技術壁壘，以保持其技術優勢。“十一五”規劃中，國家提出要提高電力主要設備國產化程度，綜合國產化率將從“十五”的不足50%提高到“十一五”的70%。國內電力設備重點企業依托國家重點項目，通過對國外先進技術的引進、消化、吸收，并在此基礎上提高自主創新能力，成為“十一五”期間市場的主力，國內電力裝備制造業整體水平也得以提升。
        5.4.國內龍頭企業市場份額不斷提升
        在輸配電設備方面，為了扶持國內企業，國家發改委要求特高壓設備要全面實現自主研發、國內生產。目前，除部分關鍵技術可由外方提供支持外，不允許外資及其控股的合資企業參與設備的研制和投標。為了進行有效控制，國家電網及南方電網自2006年收繳了各下級單位對220千伏及以上電網主設備招標權，開始進行集中招標，避免了過去經濟發達地區購買大量進口及外資廠商設備的事情發生。
       這樣就使得來自于外資優勢企業的競爭壓力減弱，一定程度給國內優勢企業讓出一部分市場空間，從而讓有技術優勢的國有龍頭企業分享到較多的份額。
       5.5.輸變電設備出口逐漸增多
      “十一五”期間，輸變電設備行業技術提升水平較快，尤其是在“三峽”、“西電東送”、“特高壓”、“直流輸電”領域得到了鍛煉，目前國內制造水平已基本接近世界先進水平。過去行業制造技術落后，出口設備較少，2006年以來，中國輸變電設備出口已初具規模。
         6.“節能減排”中的機會
        6.1.節能減排形勢比較嚴峻
        歷史數據顯示，發電領域排放二氧化硫達全國排放總量的50%以上，煙塵排放占全國排放量的20%以上。輸電領域和配電領域由于線損率導致大量耗能，按2007年我國發電量3.2萬億千瓦時測算，耗費在輸電及配電側線路及變電設備空載損耗上的電就達到1800多億千瓦時。
        國家發改委在《能源發展“十一五”規劃》具體制定了電力工業的節能減排主要指標：到2010年，使火電供電標準煤耗由2005年的每千瓦時370克下降到355克，廠用電率由5.9%下降到4.5%；使火電廠每千瓦時煙塵排放量控制在1.2克、二氧化硫排放量下降到2.7克，二氧化硫總量減少10%以上；使電網線損率下降到7%左右，下降0.18個百分點。
        2007年我國二氧化硫和化學需氧量排放總量分別下降了4.66%和3.14%，首次實現了雙下降。電力工業中發電標準煤耗和供電標準煤耗分別下降至340和357克每千瓦時，6000千瓦以上廠用電率下降至5.9％，全國電網線損率下降至6.85％。
       “節能減排”政策的效果雖然明顯，但一些主要指標離達標線還有不少的差距。

        6.2.節能減排的主要措施及相關設備
        發電領域：
        發展60萬千瓦及以上超(超)臨界機組、大型聯合循環機組；采用高效潔凈發電技術改造現役火電機組，實施“上大壓小”和小機組淘汰退役。使用低硫燃料、裝設脫硫設備等，控制電廠二氧化硫排放。大力發展風能、生物質能和太陽能等可再生能源發電。
        輸變電領域：
        采用先進輸、變、配電技術和設備，逐步淘汰能耗高的老舊設備；加強跨區聯網，推廣應用電網經濟運行技術；采取有效措施，減輕電磁場對環境的影響。相關設備主要包括特高壓線、低損耗變壓器、非晶合金配電變壓器、動態無功補償裝置(SVC)等。
        用電領域：
       推廣用電自動化管理系統、智能建筑節能設備、以及節能用電設備等。用電自動化管理系統：用電自動化管理系統可以實時收集電力終用戶的用電信息，掌握計量設備的工作狀態，實現有序用電、自動抄表和用電監控，同時為電網企業線損率管理、用電分析、負荷預測、電價評估和營銷決策提供有力的技術支持。
       7.原材料上漲對電力設備行業形成壓力
       2008年，由于原材料漲價，電力設備行業受到了較大的影響。電力設備行業成本構成中原材料一般平均占到總成本的70％左右，由于簽訂的都是閉口合同，合同簽訂到交貨期間原材料價格的漲跌對企業利潤的影響相當大。
       7.1.鋼材價格上漲威脅電站設備類企業盈利能力
       從成本構成來看，鋼材在電站設備類中所占比例較高，其中，占發電機成本的60%左右，占汽輪機和鍋爐成本的70-80%，對毛利率的影響非常大。07年以來我國的鋼材價格隨著鐵礦石、運費和焦煤價格的上漲而上漲，僅就08年初到現在，鋼材平均價格就已經上漲30%左右。由于電站設備訂貨周期一般會提前1-2年，水電、核電更長；當前設備廠商對零部件的采購需求迫切，多位敞口合同，上游零部件企業對整機廠商的議價能力較強，鋼價上漲帶來的成本壓力基本向整機廠商轉嫁；電站設備廠商面對下游強勢的發電集團客戶缺乏足夠的談判能力，銷售產品則是閉口訂單；雖然現在未交付的訂單可以通過與客戶協商共同承擔成本上漲，但是下游煤電聯動無法實行，行業經營狀況惡化，成本上漲的大部分很難得到客戶的認同。因此，如果鋼材價格繼續維持高位，那么電站設備廠商的毛利率下滑風險恐怕難以規避。
       7.2.輸變電行業成本壓力相對較輕
       輸變電行業中目前只有生產變壓器的企業承受成本壓力較大。由于取向硅鋼在變壓器成本中占有30％左右的比例，取向硅鋼價格在經歷04－05年的一波快速上漲后，一直維持在37000元/噸左右，但08年初價格又經歷了一番上漲，約30％左右。對于變壓器企業來說，訂單一般為閉口合同，原材料大多是現貨購買的方式，原材料大幅上漲，企業無法轉移成本上升的不利因素，盈利能力預計將會出現下降。但從今后情況看，隨著武鋼二硅鋼項目的建成，取向硅鋼的產能大副增加，而且寶鋼取向硅鋼產品也已經研發成功，打破了國內企業由武鋼在取向硅鋼領域的壟斷地位，這都將緩解硅鋼供給緊張的局面，未來硅鋼價格繼續大幅上漲的可能性不大。
       高壓開關和電線電纜產品成本壓力輕。由于銅和鋁在高壓開關、電線電纜產品中占到45％－70％，銅、鋁價格自2005年下半年以來出現暴漲后，價格均變化幅度不大。鑒于目前全球性的通貨膨脹壓力不斷加大，大多經濟體增長有所放緩，西方未來幾個月內工業生產減速的可能性也在不斷加大。另外，前期高價格刺激的新增產能正在釋放，階段性的金屬價格的壓力在增加。短期內銅、鋁價很難有走高的可能性，從而有利于緩解生產高壓開關和電線電纜企業的成本壓力。