热带水果产业状况与发展趋势分析

第一篇：热带水果产业状况与发展趋势分析

热带水果产业状况与发展趋势分析

日期：2010-09-27

浏览字体：【 大 中 小 】

编者按: 在省农机学会举办的农产品生产加工机械化培训班上，广东省农业科学院蚕业与农产品加工研究所张友胜研究员作了题为《热带水果产业状况与发展趋势分析》的主题报告，现将主要内容摘要如下，供大家在工作中学习和参考。

一、主要热带水果业的现状

(一)主要热带水果种植业的基本状况

亚洲是世界水果的主要生产区。2007年，亚洲水果收获面积 2492.2万公顷，产量23201.9万吨，分别占世界水果总收获面积和产量的48％和46％。

据FAO统计，2007年世界水果收获面积达5192.1万公顷，产量达5.09亿吨。单类水果产量占世界水果(不包含瓜类)总产的比例超过1％的水果有柑橘类、香蕉、葡萄、苹果等1O类，约占世界水果产量80％，其中热带水果有香蕉、芒果、菠萝、木瓜等4类。世界上能够进行热带作物种植的土地面积约5亿多公顷，主要分布在亚洲、南美洲、非洲和大洋洲。

我国的热带、南亚热带地区（简称热区）主要分布在海南省、广东、广西、云南、福建、湖南省（区）南部及四川、贵州省南端的河谷地区的267个县（市）和台湾省。主要有香蕉、芒果、木瓜、荔枝、龙眼、杨桃、枇杷、菠萝等。

我国香蕉产量占世界第三，2007年香蕉种植面积为51.8万公顷，总产量达126.2万吨；芒果产量位于世界第8位，2007年种植面积为10.28万公顷,总产量74.15万吨；菠萝产量居世界第三位,2007年总产量为126万吨。

（一）热带水果加工业的基本状况

1、中国水果加工业发展现状

（1）水果种植和加工区域化格局日益明显，逐步形成优势产业带：热带亚热带水果主要分布在广东、广西、海南等省份。以热带地区（海南、云南等）为主的热带水果（菠萝、芒果和香蕉）浓缩汁与浓缩浆加工基地，直饮型果蔬及其饮料加工则形成了以北京、上海、浙江、天津和广州等省市为主的加工基地。

（2）高新技术得到了逐步的应用，装备水平明显提高。

(3)国际市场比较优势日益明显，国内外生产逐步扩大。

(4)我国果汁产品标准体系与质量控制体系不断完善。

2、我国热带水果加工企业状况

我国热带水果深加工有一些企业，主要分布在广东、海南、云南、福建、广西等省份。热带水果加工企业规模小、数量多，年产值超过3000万元的企业不多。

至2007年，我国在册菠萝加工企业有上百家，其中年加工罐头能力达万吨以上的约

有10家，年加工千吨以上的浓缩汁有5家。

我国芒果加工企业年产值超过5000万元的占6.8%,超过1000万元、不足5000万元占20.3%,超过500万元、不足1000万元占10.2%,超过100万元、不足500万元占30.5%,不足100万元占32.2%。

3、我国水果进出口贸易状况

2007年，我国水果进出口贸易顺差达到17.14亿美元，同比增长24.83%。全国累计出口水果（含鲜冷冻水果、水果汁、水果罐头和其它加工水果等）370.16万吨。

（二）水果主要加工产品市场分析

1、果汁类产品的市场分析

世界果汁饮料产量和消费量不断增加、果汁饮料产品更新速度快、浓缩果汁日益成为国际贸易的主要产品。据预测，全球果汁饮料的消费量在未来５年时间里每年将达到10％以上的增幅。在欧美等国销售最大。我国年人均果汁消费量不到１公斤，是世界平均水平的1/10,发达国家平均水平的1/40，其增长空间巨大。

2、罐头产品需求分析：

水果类罐头是中国出口罐头的新兴主力大类，在过去的5年间呈现出十分迅猛的发展势头；2007年中国出口水果类罐头55.2万吨，创汇3.7亿美元，出口量和出口额翻了一番多，占中国罐头总出口量的25.4%和总出口额的19.2%。

3、果酒产品需求分析：

果酒是世界酒类行业中产值、进出口贸易、附加值最大的产业，目前我国的果酒产量约30万吨，葡萄酒约占65％，苹果酒占25％，其他果酒占10％（约有30个品种，其中热带水果酒约占50％），在未来十年里，果酒产量将增长到80万吨，以年需求量约15%的增长幅度递增。

4、水果休闲食品：

2007年市场的年销售额超过4000亿美元。水果休闲食品是热带水果产业发展的一个新的增长点。但我国还比较薄弱。

二、我国热带水果业有待解决的问题：

1、区域布局不够合理，品种结构有待优化；

2、种植技术落后，优质高档果率低，品种结构搭配不合理，专用加工品种缺乏和原料基地不足；

3、果品精深加工程度低，产品附加值低，综合利用开发较差；

4、商品化处理程度低，品牌意识薄弱；

5、水果加工技术及机械发展相对滞后，质量标准和安全生产保障体系落后；

6、产业化和组织化程度低；

三、世界热带水果业的发展趋势

（一）热带水果加工业的发展趋势

世界水果生产发展的历史表明，当水果生产发展到一定程度,必须靠加工业来推动。果品加工能力提高l0%，就可增加直接经济效益300亿元。主要的水果加工品包括：果汁、果酒、罐头、蜜饯、水果干燥食品、水果油炸食品、水果膨化食品、水果粉、水果功能成分等。

发达国家高度重视水果加工业的发展，水果加工率达到80%以上，加工业与农业产值的比例达3－4∶1。

具体有如下几方面的趋势:

(1)高新技术将进一步得到广泛应用，装备水平越来越高;

(2)国际市场需求发生着明显的变化;

(3)国际水果产品标准体系与质量控制要求日趋提高;

(4)跨国企业不断调整自身的经营战略和发展战略，不断扩张产业规模，降低企业的生产成本，提高市场抗市场风险的能力;

(5)发达国家对原料进行“全果利用”，做到生产过程“零排放”。

(二)热带水果产业重点发展方向

热带水果高产优质品种的选育

热带水果绿色栽培技术

热带水果保鲜及物流技术

热带水果加工特性和加工品种选育

热带水果深加工关键共性技术：果汁及浓缩汁、果酒、罐头、休闲食品、功能食品热带水果加工设备的集成创新

热带水果加工副产物综合利用

热带水果产业的标准体系与质量控制体系

热区水果生产的组织化、产业化、信息化

第二篇：介绍7种常见热带水果

介绍7种常见热带水果

热带水果素来受人们喜爱，它们外形奇特，色泽艳丽有人，香气扑鼻，让人难以抗拒。下面介绍几种热带水果的营养价值。

常见热带水果 菠萝蜜

菠萝蜜又称木菠萝、树菠萝，果实巨大，生长在树干上，香气浓烈，表皮粗糙有很多排列紧密的小突起。菠萝蜜分为干浆果和多浆果两种品种，前者果肉肉厚，果汁较少，香甜爽脆，后者果肉湿软，果汁多味道甜蜜。菠萝蜜的营养价值很高，含有丰富的碳水化合物、糖、蛋白质、维生素和氨基酸。菠萝蜜的果肉有强烈的特殊香气，可以鲜食，也可以制成罐头、果脯等加工食品。每一朵果肉中包裹着一颗鸽子蛋大小的种子，煮熟可食用，口感软糯。

榴莲

榴莲果实巨大，外皮坚硬厚实，表面有锥状突起。成熟果实的果肉甜密多汁，有强烈的特殊香气，吃起来有陈乳酪和洋葱味，具有“水果之王”的美名。榴莲给人的印象有两种极端，好之称其香甜清凉，吃起来不能停口；恶之称其臭难忍，不愿尝试。榴莲营养丰富，民间有“一块榴莲肉抵一只老母鸡”的说法。榴莲果肉富含膳食纤维、蛋白质和脂肪，对于病后初愈、产妇尤其具有滋补功效。榴莲含糖量极高，热量也很大，多吃容易造成积食上火，健康人每日吃榴莲不宜超过100g，糖尿病人则不可以吃榴莲。

番荔枝

番荔枝又称佛头果、番梨，原产美洲和印度，果实呈圆形或圆锥形，表皮绿色，表面有很多鳞状突起，果肉呈乳白色的浆质，果汁粘滑稍带胶质，味道甘甜微酸，芳香可口，入口即化，果肉中间有黑色的种子。番荔枝虽然非常香甜却具有很好的降血糖的功效，糖尿病人可以经常食用这种水果，对于病证的减轻具有很好的辅助作用。番荔枝含有大量膳食纤维，可以促进肠胃蠕动，排空宿便。番荔枝对女性来说最吸引人的莫过于它的美白、抗老化功效了。番荔枝食用时直接把它切开成片即可食用。

番石榴

番石榴俗称芭乐或拔子，果形呈球形或椭圆形，有红色、绿色、黄色三个品种，表皮很薄，种子集中在果实的中心部分，果肉香滑、细嫩、多汁。番石榴含有蛋白质、脂肪、糖类等丰富的营养，维生素的含量比柑橘高8倍，矿物质含量也非常高，种子中的铁含量非常高，可以和果肉一同食用。番石榴有促进儿童生长发育的功效，可以预防高血压、糖尿病，同时对肥胖症、肠胃不适者具有一定的食疗作用。

山竹

山竹原名莽吉柿，又名山竹子、凤果，原产东南亚，被称为“水果王后”。山竹呈圆形，外皮紫红色，顶端长有绿色的花瓣状蒂，底部有萼，果皮厚实疏松，果肉呈瓣状，颜色洁白或半透明。山竹的口感柔软爽滑，清香酸甜。山竹性寒，具有降火气、清热解毒、润肤美容的功效。挑选山竹时应选择果皮暗紫红色、果蒂鲜绿，果皮按压有弹性的，购回后要放入冰箱储存，不可储存时间过长，否则风味会减退。山竹可以解榴莲之火，所以吃榴莲的时候可以搭配山竹一起食用。

莲雾

莲雾又名辈雾、琏雾、爪哇蒲桃，外形像一个挂着的铃铛，表皮颜色呈暗红色，果肉呈白色或半透明状，无籽，口感清脆微甜，非常爽口。莲雾富含维生素、矿物质、蛋白质、脂肪和丰富的矿物质，具有清热、利尿、祛暑、宁神的功效。台湾民间有“吃莲雾清肺火之说”。人们把它视为消暑解渴的佳果，习惯用它煮冰糖治干咳无痰或痰难咯出。莲雾以鲜果生食为主，也可盐渍、糖渍、制罐及脱水蜜饯或制成果汁等。

红毛丹

红毛丹果实呈球形，表面覆盖稀疏的刺毛，果皮薄，果肉厚，呈半透明或蜡色，甜脆多汁，清香扑鼻，有荔枝和葡萄的风味。果肉中心有核。红毛丹具有清热解毒、润肤美容、增强免疫力的功效，富含维生素、磷、钙等营养元素。红毛丹的食用方法与荔枝类似，剥皮即食，也可制作成罐头或果脯。

www.xiexiebang.com www.xiexiebang.com

第三篇：卫星产业现状及发展趋势分析

（复制转载请注明出处，否则后果自负！）

“十一五”时期，我国经济社会发展取得新的巨大成就，产业结构升级加快，人民生活不断改善，2010年中国已成为仅次于美国的世界第二大经济体。从总体上说，“十二五”时期中国经济保持平稳较快发展的基本条件和长期向好的基本趋势不会发生根本改变。

2010年10月8日，国务院总理温家宝主持召开国务院常务会议，审议并原则通过《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》。其中明确提出“做大做强航空产业，积极推进空间基础设施建设，促进卫星及其应用产业发展”。

工信部、科技部、财政部等多个部门参与了该规划的制订。为鼓励中国卫星导航产业的发展，主管部门计划加大扶持力度。以融资为例，一方面扩大直接融资规模，引导和支持符合条件的企业在境内外上市。另一方面科技部、财政部将会提供重大专项资金、支持资金支持相关企业。

前瞻产业研究院数据显示：在2010-2020年间，随着我国卫星发射提速，卫星产业链将整体获益，其中卫星制造和发射行业受益最为直接。此外，卫星制造关键部件的厂商也将分享我国卫星发射量的增长，卫星导航芯片和模块、卫星导航模拟器、时间同步系统的需求也将迎来新一轮增长。

受益于良好的外部环境，卫星产业将迎来历史性发展机遇，有望带动产业链上、下游等相关产业的蓬勃发展。在资源、技术、企业、配套设施等方面具备优势的地区应抢抓机遇，积极培育市场，出台优惠政策招商引资，成为卫星应用市场的主力军，使卫星应用产业成为拉动地方经济发展、促进产业结构调整的又一重要力量。

前瞻网：2013-2017年中国卫星应用行业市场前瞻与投资战略规划分析报告，依托庞大的调研体系，结合科学的研究方法，通过对卫星应用行业的发展环境、现状、区域市场、优势企业、产业园区、发展趋势、政策法规、发展规划等方面进行细致深入的分析，帮助客户全面把握卫星产业的总体发展状况。此报告是您跟踪卫星产业最新发展动态、编写产业规划、编制产业政策、制定招商策略的重要参考工具。

资料来源：前瞻网：2013-2017年中国卫星应用行业市场前瞻与投资战略规划分析报告，百度报告名称可看报告详细内容。

第四篇：煤化工产业现状及发展趋势分析

煤化工产业现状及发展趋势分析

发布时间：2011-9-2信息来源：中国化工网

经过了2004年、2005年建设高潮之后，2006年我国化工业仍然创造了“十一五”开局的建设热潮。不过，2006年中国煤化工发展也给我们留下了很多思考以及向理性的回归的预示：“环保风暴”唤醒了化工业对环保和安全等社会责任的重视；化石能源的紧缺，使节能降耗和替代能源提到了前所未有的高度；“煤化工”紧急叫停、全面规划初露头角；《石油和化学工业“十一五”发展指南》，尤其是《煤化工产业发展政策》和《煤化工产业中长期发展规划》将为煤化工行业发展描绘出广阔的发展蓝图。

煤化工是我国化学工业的重要组成部分。值此煤化工发展的新形势下，研究煤化工产业的发展趋势，研究煤化工对石油化工的替代性，深入探讨我国煤化工的发展战略、发展模式和发展途径确实是一件涉及煤化工发展全局的大事。本文将从宏观(世界、国家)、中观(行业)两个层面就产业特点、发展趋势等作出分析，以求对未来的产业投资、建设作出一些建议。

一、宏观环境分析

化学工业是国家基础行业，而石油、煤(天然气的比例较小)对化学工业具有两大功能：燃料、化工原料。化学工业是能源大户，所以国家战略调整、能源结构调整等宏观环境的变化都会不同程度地影响煤化工的发展进程。

1．行业现状

目前全球有117家以大型煤化工能源一体化工厂，共有385座大型现代气化炉，总生产能力达到45000兆瓦，地区分布是东亚和澳洲占22%，非洲和中东占34%，欧洲占28%，北美占15%。气化用原料49%为煤炭，36%为石油焦。产品比例，37%为各类化工产品，36%为间接法合成油，19%用与发电。以煤气化为核心的现代煤化工产能年增长率达5%，高于全球化工产能年均增长率3.6%的水平。国家厂家在近两年纷纷开始在国内物色合适的企业投资，这主要是抓住项目建设资金大，国内企业运营经验不足的特点，而在国家开始管制之后，项目审查更为严格，这在一定意义上保护了我国煤化工行业在发展之初的规划较为完善，有效的避免了重复低效建设。

2．我国能源格局

在“十一五”规划已经明确我国能源发展的总体战略：“坚持节约优先、立足国内、煤为基础、多元发展，优化生产和消费结构，构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系”。化工行业要追求资源效益最大化是煤化工的发展企契机，而国家经济战略的可持续发展，使得煤化工必然是在今后的长期发展中占据越来越重要的地位。

从能源结构稳定性来看，我国煤炭、石油与天然气人均储量与欧美、OECD发达国家等有相当大差距。而在储采比上，我国能源的可持续性也很差，如果在未来10至20年中仍没有大的油田被发现，石油资源瓶颈将危及国内能源安全。而煤炭资源情况与世界平均水平最为接近，具有相对比较优势，这决定了我国长期依赖煤炭的能源格局，在“十一五”期间，2006年至2020年，我国将斥资1万亿发展煤化工，其中装备费用占50%，技术费用占10%。煤制甲醇、二甲醚、煤烯烃和煤制油在今后15年将是投资的重点。方

向由传统煤化工向现代煤化工转变。

3．从经济稳定性来看，国际能源署(IEA)作出的研究报告表明，石油价格每上升10美元会使得下年中国的真实GDP下降0.8个百分点，通货膨胀率上升0.8个百分点。虽然我国石油能源比例不大，但利用煤化工的替代性降低石油消耗和进口依赖度，是稳定我国经济发展的必然选择。

4．环境污染

2006年，轰轰烈烈的“环保风暴”唤醒了企业对环保、安全的社会责任感。从环境保护来看，使用清洁煤气化技术后，煤化工能源一体化产业模式能有效解决常规发电厂的二氧化硫和温室气体排放问题。生态平衡和环境容量是煤化工未来发展比较关键的考虑点，煤制油从根本上说是将一种资源转化成另外一种资源。生产一吨油品需消耗约4吨煤、十吨水，对地区水资源压力很大，而水资源超标消耗可能导致生态失平衡，这与新的国家战略中的可持续发展原则相悖，也是目前发展煤化工的一个重要限制因素。预计在今后一段时间内，项目的节水技术应用是产业研发和项目投资的一个重要方向。由于中国煤炭资源和水资源总体为逆向分布，在煤化工规划时必须要考虑水资源平衡和项目的节水技术应用。从水资源分布来看项目投资，山西和宁夏不适合大规模发展煤化工，而贵州、内蒙古和陕西等区域则应该是政策倾斜的地区。因此目前煤制油只能作为国家的战略性技术储备，而不能作为大规模推广的产业化方向。而发改委极有可能会以水资源限制来作为煤化工的硬性指标设置门槛。

5．可持续发展

发展煤化工产业拥有几项优势：首先政府从战略上考虑，会提高准入门槛，以避免盲目投资，但为鼓励在能源替代技术和装备等方面有所创新，会对行业内企业有所优惠，先行企业有望受益并长期保持。其次煤化工成本远低于石化产品，具有经济可行性。再次，煤化工可以减少二氧化碳的排放，如若能降低水消耗，完全有替代石化产品的可能。再次国内企业积累和储备了相关技术，在引进的基础上，可以通过技术改造建立核心竞争力，改变在高端石化产品的劣势局面。再次由于煤化工建设费用高，但有很好的发展前景，可以吸引大量民间和国外资本投资，降低资金流动性，改善国内经济环境。

6．宏观调控

日前有关官员表示，经过半年多努力，《煤化工产业发展政策》和《煤化工产业中长期发展规划》已经制定完成，并已上报在审。据透漏，煤化工产业发展政策的基本精神是：稳步推进产业发展，不断发展煤化工产业，以缓解石油供应的紧张局面；科学制定发展规划，促进煤炭区域产销平衡，鼓励煤炭资源接续区煤化工产业发展，适度安排供煤区煤化工项目的建设，限制调入区煤化工产业的发展；统筹煤与相关产业的发展，特别是与水资源的协调发展；煤化工业要坚持循环经济的原则，走大型化、基地化的路子，发展开放式的产业链条；加强自主创新，坚持以我为主的自主创新政策，加大政策支持力度，鼓励设备国产化。从以上信息看，传统煤化工行业，如焦炭和化肥，投资增幅将很少，以技术改建为主，而电石产业甚至面临缩减淘汰的可能。

二、行业分析

1．上游供应分析

国家能源权威机构对十一五能源纲要的解读指出：优化能源结构非常重要，以煤炭为主体是现实，优化能源结构是方向。目前煤炭在我国能源结构中占高达70%的比例，这是由我国的现状决定的，但并不说明我国能源结构是优化的，以石油中心转向以煤中心是适宜的。煤炭的生产能力有很多要素决定，当年产量超过到20亿吨，开发难度及成本将进一步提高，目前我国几个产煤大省的生产负荷已达极限，对环境保护、生态平衡等可持续增长造成极大破坏。

煤炭企业的生产成本不断上升，尤其是2004年以来上升非常快。2006年，煤炭企业的单位生产成本已经上升到了220元/吨，比2001年上升了一倍多。考虑国内存在价格“双轨制”的变革以及中国未来对煤炭等基础化石能源的需求，以及“一金两费”政策的出台也将部分抬高煤价，中国国内中长期煤炭价格上涨幅度预计会在10%~15%左右。煤价的走高结合长期油价预测走平(2010年55美元/桶、2025年54美元/桶和2030年57美元/桶，)，也将减少部分对利润追逐的投资。

因此，长远看煤化工的原料供应并非没有压力。目前全国煤炭行业销售毛利率为9%左右，盈利能力有减弱趋势。而2003年以来固定资产投资高居不下的非理性投资后果逐渐显现，潜在产能释放压力较大，从这一点看来，煤炭企业下游多元化投资的内部吸收，使低成本煤炭上下游一体化极具投资前景。

煤炭行业2003年来在高利润的刺激下，固定资产投资高居不下，未来一段时间煤炭行业潜在产能释放的压力较大。政府基于资源节约、环境保护以及安全事故的压力，不断出台相关的法规和措施，一定程度上削弱了煤炭产能大规模释放带来的负面影响。按照国家统计局在2006年年鉴中给出了行业统计数据：2004年有4.4亿吨施工规模。2005年，整个煤炭建设规模为8.5亿吨左右，施工规模为7.57亿吨左右。未来三年平均投放的产能最少在2.5亿吨/年左右，我们估计2007年的新增产能投放规模为3亿吨左右。今年我国的煤炭产量大约为23.5亿吨左右，2007年的产量增速预计为10.6%—12.7%。

结合上表，虽然近几年国内煤炭产能快速增长，但考虑基于安全生产大小煤矿的关闭和现有煤矿产能核定，预期2010年国内煤炭产量在30亿吨左右，“十一五”期间，国内煤炭供求关系基本平衡，并没有给煤化工留出太大的产能空间作为。2007年及今后几年，我国煤炭运力将趋于紧张，运力的非均衡分布可能会导致局部富裕区域将产能转向煤化工消化。

综合，煤炭行业形式，不难看出今后几年煤化工的投资方向以地区性产业集群建为主，大型煤炭企业的投资将占很大一部分，而由于种种条件所限，产业投资规模并不如想象中那么庞大。

2．生产技术

有机化工行业发展大致经过农业化工、煤化工，石油化工三个阶段。随着技术进步和原料成本的比较优势，三个阶段依次推进。如果仅从产品替代关系，不从经济性、技术角度考虑，则煤化工能够完全取代石化产品。煤化工主要包括传统的焦化和电石乙炔化工、煤气化和煤液化。三条产业链中煤化油技术壁垒最高，而煤气化应用最广泛，几乎是所有煤化工产业的基础。

3．细分产品市场投资分析

1)传统焦化和电石乙炔化工。利用方法是煤炭高温焦化，焦炭是主要产品，而焦炉煤气和富含烃类液

体的焦油是焦化的副产物。国内传统焦炭行业和电石行业新产能建设一直不停，短期内过剩产能难以消除。但由于国内大量民营焦炭企业的存在，2010年前采用技术先进的粗苯加氢精制装置投资依然看好。PVC、电石法乙炔化工的成本优势能够保持较长时间的投资吸引力。电石法BDO是技术壁垒最高和成本优势明显的生产技术，但在建产能已经饱和，预计2008年出现产值高峰，建议谨慎投资。未来产业投资热点在于下游产品的衍生和联产、技术升级以及成本控制，今后新建产能的指导思想是产品品质提升和出口导向。

由于焦炭行业集中度低，2006年以来，发改委出台《国家发改委关于加快焦化行业结构调整的指导意见的通知》，产能集中在即，培育具有国际竞争力的生产企业或企业集团是大势所趋，今后几年的主要走势为大型企业产能扩建、优势企业兼收并购。

高油价时电石法工艺的成本优势非常明显，但最大的问题是高能耗和环境污染。在利润的驱使下大量兴建了电石乙炔法的化工装置。2006年5月，七部委联合下发了《关于加快电石行业结构调整有关意见的通知》，指出将调整产业结构，淘汰落后产能，提高进入门槛，禁止部分新电石项目的上马。但由于国内电石仍有产能在建，同时下游需求波动较大，未来供大于求的格局使的电石价格将随产能利用率及行业成本变化而变化。未来电石行业投资主线是煤电电石和电石化工上下游一体化，强化成本优势；加大技术研发力度，投资循环经济和清洁生产，减少污染，提高能源和资源的利用率，迎合宏观调控，优化产业布局为主。

2)煤气化。煤气化是煤化工产业的核心所在，应用广泛、发展成熟。即在缺氧条件下使煤炭不完全燃烧成为气体，该气体中主要含有一氧化碳、氢气和二氧化碳等，可以用为化工原料。主要技术有壳牌粉煤气化、德士古水煤浆气化和GSP加压气化等。技术优势尤其是洁净煤气化技术以及先行企业优势较大。而真正降低煤化工产品成本的重中之重是获得便宜的甲醇，而具有煤炭优势和先进煤汽化技术是降低甲醇成本的主要手段。

下游产品合成氨产业链中，尿素已经严重供过于求，仅靠行业成本支撑产品价格，投资前景暗淡。未来企业只有通过投资技改项目降低成本或进行行业整合来获得发展。2006年以来行业整合明显加快，如中海化学收购内蒙古天野等，我们有理由认为在化肥行业未来将出现更多的兼并收购案例并成为“十一五”的趋势；未来硝酸和硝铵等由于主要用于化肥和炸药生产而在尿素下行的趋势下价格将逐步走低。产业势会与氮肥趋同，同样缺乏投资理由；

下游产品甲醇产业链中，由于甲醇的物理性质不可能在国内大范围推广甲醇燃料，但甲醇是最重要的产出物及有机化工原料，可以用来生产甲醛、合成橡胶、甲胺、DMT、MMA、氯甲烷、醋酸、MTBE等一系列有机化工产品。预计到2010年，全球甲醇产能将达到5099万吨，需求量约为4226万，将出现供大于求的局面。同时由于全球甲醇产能向低成本区转移，国际甲醇价格将逐步下行。

国内甲醇装置以煤炭为原料占多与国际上以天然气为主的格局不同，但目前计划开工的项目在1500万吨以上，预计2006年的消费量为760万吨，正常需求增长在15%左右，到2010年开始甲醇产能面临严重过剩的压力。如果国家推广甲醇汽油、二甲醚和甲醇制烯烃项目，甲醇行业还有投资机会，否则即使有成本优势，投资风险仍然过大。

DME，二甲醚的成本优势来自于低成本甲醇合成，作为优秀的清洁能源，国家可能推广为车用燃料，但其配套的二甲醚站建设和车辆发动机的改造，使此需求短期内很难产生规模效应。短时间内二甲醚仅仅依

赖成本优势，难以建立竞争优势，所以单个产品缺乏投资前景，投资者应关注国家相关政策指向，及时跟进投资。

醋酸下游需求旺盛，预计未来需求增长将保持在10%以上。Celanese南京60万吨和扬子石化与BP合资的50万吨装置，使国内产能压力在2008年显现。而2008年左右全球醋酸供应仍将保持偏紧或平衡的状况，这使的国内的一体化企业有希望利用成本优势未来逐渐参与到国际市场竞争中。

MTO、MTP，由于成本优势并不明显，所以只有通过甲醇生产烯烃的工艺技术和经济性突破，打开巨大的甲醇需求空间，否则只有寄托希望于于煤—甲醇—烯烃一体化装置降低成本与石化产品竞争，甲醛主要用于生产树脂、胶粘剂，年需求增长率为25%左右，产能已显过剩。未来投资方向是甲醇降耗技术开发以及甲醛的下游配套产品线的纵向多元化。

综合分析，煤化工产品大多进入壁垒不高，单一产品结构企业受市场价格、产能过剩等市场行情影响严重。今后的产业发展方向是提高效率和降低成本，去除不确定的技术改良因素，煤气化多联产投资似乎是行业唯一的选择。国内目前的拟建、在建项目很大一部分是化工企业、煤矿企业在跑马圈地划分未来的利益范围，化工企业有技术、人员优势；但煤矿企业却占有资源、资金优势，把握着煤化工企业的命脉—低成本；而一些国际行业巨头则拥有技术优势、设备资源、资金优势及管理优势，所欠缺的是政策和资源，凭借其优势可以和我国众多的化工和煤炭企业采取广泛合作，但国家必然出于战略安全考虑限制其介入程度，这就要求我国的业内企业在加强设备、技术引进和消化的基础上，加大技术研发强度，降低成本，提升品质，争取在上下游一体化发展的趋势下，作强煤气化产业。

3)煤液化

煤间接液化，先将煤炭气化成合成气，然后再通过费-托反应以及蒸馏分离得到石脑油、柴油和汽油等终端产品。另外一条煤利用途径是煤炭的直接液化工艺，目前国际上已经开发出多种直接液化工艺，原理上都比较类似：即在高温高压条件下，在溶剂中将较高比例的煤溶解，然后加入氢气和催化剂进行加氢裂化反应，在通过蒸馏分离出油品。直接液化和间接液化技术互补极强，直接和间接一体化装置是煤化油产业化的最佳选择。在这项技术上，并无成型经验可以借鉴。出于风险考虑，发改委目前只批准了兖矿集团、神华集团和潞安集团三家企业的煤制油项目。这是由于缺乏产业化运作经验，企业技术消化和参数摸索都需要一定时间，需要样板企业去摸索产业发展之路。但经过近40年的产业摸索之路技术风险并不大。乐观预计下一批煤液化产能建设仍以现有企业扩建为主，给三家企业将带来领先效应和巨额利润。

即使2010年国内煤制油装置规模达到2500万吨，每年耗煤约为1亿吨，仍然不到目前煤炭开采量的5%，并不会影响煤炭价格，况且目前的一些煤制油项目均有配套的新开煤田配套。但如果未来一段煤制油产能过大，则可能影响石油价格下降，降低煤化工的经济效益，所以，煤制油对石油产业的冲击并不大。

从生产成本角度计算，煤炭价格10美元/吨，自主技术的成品油成本在25美元/桶左右，即使加上煤炭未来预期涨价成本，在原油价格预期45美元/桶下，总投资收益率(税前)在12%左右。

由于煤化油技术具有很高的壁垒，预计国家政策将适当推广煤制油技术，先行企业能够在未来可预期的30余年高油价下受益。中短期内，煤制油装置可能的煤炭需求占煤炭总需求的比例较小，不会导致煤价的大幅度上扬。长期看在生物能源及天然气的竞争下煤化工也不会对石油化工替代。

4．产品策略分析

尤其是石油价格高峰之后，煤化工行业的多数单一产品都存在产能过剩风险。单纯的低成本策略必然难在今后的国际化工市场构成核心竞争力，个人认为煤化工产业今后的投资方向主要是：

1)煤气化技术和综合生产效率提高带来的低成本多联产，化工产品精细化的研发，降低消耗尤其是水消耗的技术改进，可持续发展的绿色生产技术改进。

2)随着国民收入的提高，内需进入高速增长，但仍落于产能增长速度；外向型生产优势显现，海外投资增加，尤其是精细化工产品的出口将有很大提高；煤化工企业和石化工企业合作加强，联合开拓海外市场成为业内潮流。

3)投资主体仍以煤矿企业和大中型化工企业为主，外资引导下产业内资本性兼并收购案例层出，国家对产业内大部分产品的进入门槛将有所提高，产业集中化趋势明显，将有一批世界级的煤化工集团出现。

第五篇：我国水电产业发展趋势分析

我国水电产业发展趋势分析

摘要：水电资源是我国的优势资源，但由于历史及政策的双重原因，开发步伐相对缓慢，开发投资主体比较单一，资源优势没有形成产业优势。本文在全面分析我国水电资源分布特点、发展现状的基础上，提出了目前发展过程中存在的问题，认为随着经济和社会的进一步发展，环保要求的日益提高，电力结构的优化调整，以及西部大开发战略的全面实施，我国水电产业有以下几个发展趋势：促进水电产业健康发展的宏观环境必将改善；水电开发是西部大开发的重头戏；调峰水电是东部水电开发的新要求；水电产业投资主体及资金来源增多；流域性或区域性的水电公司逐步形成壮大。关键词：水电 产业 发展趋势水电作为清洁与可再生能源，运行调度灵活，具有综合开发利用效益，各发达国家都将其摆在优先发展的位置。水电资源是我国的优势资源，但由于历史及政策的双重原因，开发步伐相对缓慢，开发投资主体比较单一，资源优势没有形成产业优势。随着经济和社会的进一步发展，环保要求的日益提高，电力结构的优化调整，以及西部大开发战略的全面实施，可以预期，我国水电产业新的发展时期已经来临，水电产业大有可为。1 水电资源的分布特点我国幅员辽阔，河流众多，径流丰沛，地势起伏变化大，蕴藏着非常丰富的水能资源。据1977～1980年进行的全国水能资源普查结果（不包括台湾省），全国水能资源理论蕴藏量6.76亿千瓦，折合年发电量5.92亿千瓦时，其中可开发水电装机容量3.78亿千瓦，年发电量1.92亿千瓦时。不论是水能资源理论蕴藏量，还是可能开发的水电装机容量，我国在世界上均居第一位。其分布有如下特点： 1.1 总量十分丰富，人均资源量不高按我国国土面积平均计算，可开发的水能资源为36.2千瓦/平方公里，高于世界平均数16.3千瓦/平方公里；而按人口平均为0.37千瓦/人，低于世界平均数0.48千瓦/人水平。以电量计算，中国约占世界水电总量的15%，而我国人口却占了世界的21%，因此人均资源量并不富裕。按照国家经济与社会发展三步走的战略目标，到2050年，我国要达到中等发达国家水平，如果按人均装机1千瓦计算，全国电力总装机应达到15至16亿千瓦。至此，即使常规水电全部开发出来，加上抽水蓄能电站，水电比例也只占到30%左右。所以，我国的水电资源虽然总量非常可观，但都为国家建设所需要，十分珍贵。大部分水电资源点的开发都将成为电力产业发展、国土资源开发与国民经济上新台阶的重要组成部分。1.2 时空分布不均衡，与市场要求不协调从空间分布上看，全国水电资源总量的四分之三集中在经济相对落后、交通不便的西部地区，其中云、川、藏三省(自治区)就占60%。其次是中南和西北地区，分别占15.5%和9.9%。而经济发达、用电负荷集中的我国东部的华东、华北、东北三大地区，包括辽、吉、黑、京、津、冀、鲁、苏、浙、皖、沪、粤、闽等13个省(直辖市)仅占7%左右，而且开发程度较高。所以，水电东送是水电资源分布特性与国家实施西部大开发战略的共同要求。从时间分布上看，我国大陆多属季风气候区，河川径流年内、年际分布不均，丰枯季节、丰枯时段流量相差悬殊，自然调节能力不好，稳定性差，因此，要满足电力市场的实际需求，必须重视具有调节性能的水库电站开发，发挥流域梯级水电站及区域水电站群的联合调度优势，发挥大区域水电站之间的相互补偿优势。

1.3 局部河段或区域资源集中，可形成规模化的水电基地根据河流特性、水系分布与开发条件等自然情况，我国水电科技工作者规划出十二大水电基地，这就是金沙江水电基地、雅砻江水电基地、大渡河水电基地、乌江水电基地、长江上游水电基地、南盘江红水河水电基地、澜沧江干流水电基地、黄河上游水电基地、黄河中游水电基地、湘西水电基地、闽浙赣水电基地与东北水电基地。十二大水电基地规划的总装机规模2.1亿千瓦，年平均发电量1亿千瓦时。这十二大水电基地是我国的水电资源富矿，或河段集中，或区域集中，各项目的技术经济指标相对优越，便于集中开发，集中管理，集中外送，便于梯级与区域的补偿调节与优化调度，可形成规模优势，实现可持续发展。2 发展现状按2000年4月统计，全国水电装机已达7297万千瓦，1999发电量2340亿千瓦时，居世界第二位。但水电资源开发利用程度仍然很低，按装机容量统计，开发程度为19.3%，远远低于工业发达国家50%～100%的开发水平，位居世界第83位，排在很多发展中国家如印度、越南、泰国、巴西、埃及等之后，与中国是世界水电资源第一大国及世界发展中的大国地位很不相称。我国水电资源的开发程度也不平衡。东部地区，水电资源开发利用率很高，除国际界河外，60%以上的水电资源已得到开发，优秀的水电工程点已经基本开发完毕。而西部地区的水电资源开发才拉开壮观的序幕，现状开发率仅为7.5%。西部地区的河流落差大，河谷下切深，资

源集中，淹没损失小，水电站的技术经济指标普遍优于东部，一大批优秀的水电工程点及规模化的水电基地等待开发与建设，西部地区的水电事业大有可为。经过建国五十多年来的建设实践，我国的水电技术已具国际水平。目前全国已修建了5万多座水电站，其中大中型水电站230多座，建成发电的百万千瓦级以上的水电站有近20座。以长江干流第一坝——271.5万千瓦装机规模的葛洲坝水电站，和目前中国第一、世界第三的240米高双曲拱坝——330万千瓦装机规模的二滩水电站，以及在建的当今世界最大的水利枢纽——1840万千瓦装机规模的三峡水电站等为代表的大型水电项目的建设，标志着我国的水电技术已迈入世界先进行列。改革开放以来，我国的水电投资与建设管理体制朝着市场化的方向发生了深刻的变化。在投融体制改革方面，由过去单一的中央政府拨款投资，转变为中央、地方、企业、个人、外商等多种主体或主体组合的筹资形式，同时利用银行贷款、设备信贷、BOT、发行股票与建设债券等多种融资手段与融资组合手段进行项目开发建设。在建设管理体制改革方面，全面实施以项目法人为主体的业主责任制、招标承包制、建设监理制。项目的整个运作程序基本走上了市场体制轨道，从一定程度上理顺了生产关系，解放了生产力，并为水电产业领域向更深层次改革与更高层次发展奠定了前提与基础。八十年代后期，我国开始探索水电滚动开发机制，组建大型流域水电开发公司。这些公司以已建或在建的水电项目为母体，实行流域梯级滚动开发，基本原则和运作模式大都是“流域、梯级、滚动、综合”。如清江公司、乌江公司、五凌公司、桂冠公司、大渡河公司、澜沧江公司、黄河上游公司等。目前，大部分流域公司均按计划实施着自己的开发目标，并通过前期投入占领着流域项目资源，即按照“一边运行着、一边建设着、一边准备着”的发展轨迹朝着规模化方向扩张，实力越来越大，越来越强。个别公司已成功上市，向社会公众募集资金。存在的主要问题我国的水电开发虽然成绩斐然，但从产业发展的角度看，存在着许多深层次的问题，阻碍着水电产业的发展进程。3.1 市场问题由于历史的原因，我国目前的电力市场是一个由计划经济体制向市场经济转换阶段的畸形市场，需求与供给关系十分复杂，真正的市场机制没有形成。一方面，作为电力产品供给整体的发、输、供三个环节，过去统一由政府电力部门投资建设与控制运行。改革开放后，为改变电力供给紧张局面，国家放开发电市场，走多渠道、多层次、多元化集资办电之路，但实行的是还本付息电价，因此没有形成真正意义上的市场竞争。办电者是眼前第一，什么快来什么，单位投资高、建设周期长的水电，虽长远效益好，也不为投资者所重视。另一方面，国家所控制的电网，售电时目前只执行生活、生产及行业区别电价，没有执行分时电价或峰谷电价，相应的也不分入网电力产品质量，一律执行国家的审批电价，被动吸纳价格与价值背离的各种电力产品，水电站的容量价值不能体现，直接影响了有调蓄能力的优质水电资源点的开发。同时，由于全国性的大规模输电网络或跨大区域的输电网络没有形成，远水解不了近渴，加上局部经济利益驱使，使国家的电力资源不能很好地实现大区域范围上的优化配置，西部的水电资源开发因此受到市场空间的制约。3.2 政策问题国家的宏观政策不利于水电产业的发展。一是税收政策，水电税赋过高。其他行业税改前后的税赋水平基本不变，而水电税赋成倍提高。如增值税部分，税改前电力行业约为10%，税改后火电抵扣燃料后约为8%，而大中型水电由于上游无抵扣则全额缴纳17%。又如国家为发展核电，对国内不能生产的核电机组免征进口税，而对国内也不能生产的大型抽水蓄能机组却要全额征收进口税。二是价格政策，价格与价值脱节。我国的电力产品价格由国家控制审批，价格体系是世界上最复杂的，还没有实行《电力法》规定的“同网同质同价”，市场价格与价值不对应，水电站的容量价值不能体现，水电的电量价格也相对偏低，出现“以水补火”现象。据原电力部财务核算统计，1980至1996共17年间，水电的售电量仅占总售电量的16.3%，而创造的实际利润却占总利润的64.9%。显然，水电的价值被“大锅电”平摊。三是金融政策，贷款偿还期太短。国家金融机构没有针对水电产业特性制定相应政策，大中型水电项目的还贷期同其他基础项目一样，这与水电项目一次性投入大，建设周期长，运行年限长的实际情况不适应，造成水电项目还贷期电价过高，影响项目决策与入网。四是淹没赔偿政策，不利于水电发展。新《土地法》、《林业法》颁布实施后，土地及林地补偿政策没有体现水电项目占用土地、林地的特性，而与其他占地“一视同仁”，造成水电项目所处偏远位置的土地价值高估，而其对国土开发的积极意义没有体现。同时，只考虑到水库淹没的林地损失，而没有考虑到水库形成后对自然生态补偿效应。结果提高了水电项目的建设成本，降低了水电的竞争力。五是环境政策，国家没有对

清洁能源采取鼓励措施，对火电的烟尘排放限制不到位，水电的环保优势显示不出来。3.3 认识问题对水电认识不到位。一方面，由于水电要拦河筑坝，要泄洪消能，要兼顾防洪、灌溉、城市供水、航运、养殖等综合利用任务，所以前期工作相对复杂，一次性投资大，工期较长，人们往往只看到这些难处，而对水电项目建成后的长期效益却认识不足。另一方面，不少人对水电技术的认识只停留在过去的水平上，没有看到经过广大水电工作者的不断实践，近些年我国水电项目的勘测设计、施工组织、建设管理及设备制造水平都有长足的发展，水电项目的建设效率有较大的提高。同时，一些业内人士，受“靠水电项目自身滚动开发”的传统经济理念影响较深，缺乏资本运营意识，对资本市场作用与利用认识不够，资本扩张的手段与方式单一，因此不能走向更广阔的发展空间。4 水电产业发展趋势水电产业和其他基础产业一样，其发展趋势和国家的宏观发展方向与要求密切相关。随着我国社会主义市场经济体制的逐步完善，水电产业必将面对一个较为规范的电力市场，其发展必然要遵循这个市场规则，通过竞争与创新赢得广阔的市场空间，从而使产业规模不断壮大，达到消费者、企业、国家、社会都因此受益的目的。可以肯定，未来的水电产业发展将紧跟市场需求与政策导向。总体趋势是： 4.1 促进水电产业健康发展的宏观环境正在改善经过改革开放二十余年的努力，目前，我国的电力供需矛盾已得到暂时缓和，国家电力系统一方面加快电网建设，扩大输配电能力，另一方面积极优化和调整电力结构。即由过去重点建设电源转为重点发展电网；由过去重点建设火电转为重点开发水电；由过去重点建设见效快的径流水电站转为重点建设调蓄性能好的大型龙头水电站。同时，以“厂网分开，竞价上网”核心内容的国家电力体制改革方案即将出台，竞价上网的原则就是“同网同质同价”与“优质优价”，这就为水电产业发展注入了新的活力，也确定了水电产业发展的市场导向。由于水电的优势越来越为人们所共同认识，优先发展水电已成为国家的电力建设方针，相关政策一定会陆续到位。在税收政策上，降低水电增值税的呼声越来越高，有关方面正在积极研究与协调，对水电的不公平待遇有望很快得到解决，有理由相信，促进水电发展的这一合理要求将变为现实，预计未来水电增值税在8%左右；在金融政策上，针对大型水电项目建设周期长，运营年限长，工程投资高，运营成本低，收入稳定可靠等特点，随着改革的深入，金融机构一定会改变现行的将水电等同于一般基础产业项目的作法，延长贷款年限，适当降低贷款利率，甚至给予财政贴息政策等。目前国家开发银行已将大型水电项目的贷款偿还期限延长至25~30年，预计有能力的各大商业银行也会推出相应的金融产品；在环保政策上，鼓励清洁能源的开发利用是全球的呼声，一些发达国家规定电力产品消费中的清洁能源必须占有一定比重，中国有保护大气环境，减少温室气体排放的义务，一些有识之士正呼吁我国尽快制定电力市场水电配额制，与此相应的环保立法标准及监督水平的不断提高，将使水电的主要竞争对手煤电成本大幅度提高，优先发展水电的政策将落到实处，这正是水电产业发展的利好趋势。4.2 水电开发是西部大开发的重头戏西部大开发是我国经济和社会发展的重大举措。主要解决三个问题：一是解决我国东西部经济发展不平衡问题；二是解决国家资源优化配置问题；三是解决包括江河之源保护在内的生态与生存环境问题，最终实现我国社会经济的可持续发展。因此，无论从哪一方面看，水电在西部大开发都有着独特的地位。水电“西电东送”是我国能源资源分布特性的必然要求，是我国电力产业发展的指针。国家电网的大区域联网布局正是这一必然要求的体现。根据电网发展规划，我国近期将形成由华北、东北、西北、加山东电网连成的北部电网；由川渝、华中、华东、加福建电网连成的中部电网；由云南、贵州、两广、加港澳电网连成的南部电网。这三大电网实际上就是西电东送的三大通道。一方面，东部的发展需要充足的电力，从全国发展的平衡要求看，东部有义务将电力市场空间尽可能留给西部，充分认识到，东部人口集中，环境容量有限，接受西部清洁能源也是自身可持续发展的需要；另一方面，西部的发展需要将资源优势转化为产业优势，形成经济增长点与经济支柱，水电是西部地区得天独厚的资源，水电开发的移民少，调节性能好，单位造价低，产品具有价格优势，竞争力强。实际上，水电开发投资本身就是拉动西部经济发展及改善西部生态与生存环境的直接因素。所以从一定程度上看，开发水电就是开发西部，水电开发必然要摆到西部大开发的重点位置。目前，大规模的西部水电开发已经起步，筹划多年的龙滩水电站（装机容量420万千瓦）、小湾水电站（装机容量420万千瓦）、公伯峡水电站（装机容量150万千瓦）、三板溪水电站（装机容量100万千瓦）、洪家渡水电站（装机容量54万千瓦）已经或即将开工；以糯扎渡水电站（装机容量550万千瓦）、构皮滩水电站（装机容量200万千瓦）、拉西瓦水电站（装机容量372万千瓦）、瀑布沟水电站（装机容量330万千瓦）、景屏一、二级水电站（装机容量600万千瓦）、溪落渡水电站（装机容量1200万千瓦）等为代表的一批巨型水电工程点的前期工作正在加紧进行；红水河、澜沧江、川西、黄河上游东送的水电基地雏形已经形成。4.3 东部地区的水电开发呈现新的特点随着东部地区经济的飞速发展，电力需求增长很快，一方面用电量连年大幅度增长，年均增值8%以上；另一方面用电峰谷差越来越大，峰谷差的增加幅度快于用电量的增长幅度。调峰与备用容量不足一直困扰着东部电网的安全与稳定运行。从经济角度看，东送的西电又解决不了这一矛盾。市场的现实需求给东部地区的水电开发指明了新的方向，即东部急需调峰电源，调峰水电是东部水电开发的新要求。由于东部地区常规的优秀水电资源点大多已得到开发，未开发的有一定规模的水电资源点多数淹没损失大，因此，东部调峰水电的开发出现三大趋势： 一是抽水蓄能电站进入大发展时期。抽水蓄能是一个储存电能以灵活运用的过程，通过电能的转换与再转换，在电网中调峰填谷，从而确保电网的安全与稳定运行。抽水蓄能电站虽不能增加电能供应，相反还要损耗电能，即通常所说的“四度电换三度电”，但其增加的是有效电能的供应，将低价值的电能转换为高价值的电能，提高的是整个电网的运营效率。抽水蓄能电站越来越为电网运营者所重视。抽水蓄能电站主导东部地区现在和未来的水电开发，是市场与资源两项因素所共同决定的。东部地区目前已建成运行了潘家口（装机容量21万千瓦）、十三陵（装机容量80万千瓦）、天荒坪（装机容量180万千瓦）、溪口（装机容量8万千瓦）、广州（装机容量240万千瓦）等抽水蓄能电站；在建或筹建的有西龙池（装机容量100万千瓦）、泰安（装机容量100万千瓦）、琅琊山（装机容量60万千瓦）、宜兴（装机容量100万千瓦）、桐柏（装机容量120万千瓦）等抽水蓄能电站；另外还有荒沟（装机容量120万千瓦）、蒲石河（装机容量120万千瓦）、张河湾（装机容量100万千瓦）、响水涧（装机容量100万千瓦）、板桥峪（装机容量100万千瓦）等一大批尚在勘测设计的抽水蓄能电站。如按电网中抽水蓄能电站10%左右的经济合理比重计算，东部地区必然迎来抽水蓄能电站的大发展时期。

二是新建的常规水电站均充分考虑其调峰作用。在东部，未开发的有一定规模的常规水电资源屈指可数。东北地区除国际界河外，仅剩第二松花江上游梯级（装机容量约50多万千瓦）和嫩江上游梯级（装机容量80万千瓦左右）；华北地区仅剩东西结合部、多数项目开发条件较差的黄河北干流水电梯级（装机容量400万千瓦左右）；华中地区剩下的水电资源点也在东西结合部鄂西与湘西地区，包括在建的水布垭水电站（装机容量160万千瓦）在内共剩余装机300万千瓦左右；华东地区剩有的资源点子主要在浙南和闽东两地，浙南有滩坑（装机容量60万千瓦）和大钧（装机容量30万千瓦），闽东有穆阳溪、霍童溪、交溪梯级（装机容量约100万千瓦），加上闽中街面（装机容量30万千瓦）等共有装机300万千瓦左右；广东仅剩乐昌峡（装机容量15万千瓦）、京山（装机容量22.5万千瓦）和东江梯级（装机容量20多万千瓦）。这些资源点多数开发条件差、淹没损失大，但在东部地区显得十分珍贵，满足电网的调峰与备用要求是其开发的首要任务。一般情况下，在东部地区，有一定调节能力的电站，设计的年利用小时数都很低，有的甚至不到2000小时，如滩坑电站年利用小时1600，大钧年利用小时1350，松江河梯级年利用小时1700，街面年利用小时1200 等，这些电站在电网中都要顶尖峰运行。为减少淹没损失，充分发挥梯级电站的联合调度与补偿调节作用，采用“一库带一串”的建设模式是东部地区水电开发的有效手段。这就是通过修建调节性能好的龙头大库，充分调节径流，以下分级低水头开发，减少淹没损失，从而以龙头大库为主体，实施整个梯级的联合调度与补偿调节，共同满足电网的调峰与备用要求。如吉林的松江河梯级，浙江的紧水滩、石塘、玉溪梯级，福建的芹山、周宁、闽东梯级，福建的街面、板面、水东、汶潭、雍口梯级等。三是通过已建水电站的扩机增容提高调峰能力东部地区的已建成的水电站，特别是大型水电站多在国家电力、电量都紧缺的时期建设的，其年利用小时一般在3000小时以上，如白山、丰满、新安江、湖南镇、柘林、新丰江、枫树坝等，这些电站都有高坝大库，调节性能好，具有年调节或多年调节能力。为充分发挥这些水电站的调节作用，满足电网的调峰与备用要求，对这些电站进行扩机增容甚至安装抽水蓄能机组是必要和经济的。对常规水电站进行扩机增容，能增加的发电量很少，但增加了市场需要的电力。就其经济性来说，扩机增容利用现有的水库，只需增加引水发电系统，一般不需征地和移民，所以单位容量造价都很低，不到新建常规水电站水平的一半，比新建抽水蓄能电站的单位容量造价也要低，所以比较经济，有竞争力。如东北电网相继进行了水丰扩机（原装机容量63/2万千瓦，扩机13.5万千瓦）、白山二期（原

装机容量90万千瓦，二期增加60万千瓦）、丰满二期、三期两次扩机（原装机容量55.4万千瓦，两期分别扩机17万千瓦和28万千瓦）。为充分发挥白山高坝的作用，东北电网最近又在研究增设白山抽水蓄能大泵经济意义；安徽电网为改变水电调峰容量不足的矛盾，在响洪甸电站（装机容量4万千瓦）增建抽水蓄能机组（装机容量8万千瓦）；华东电网正在筹备新安江扩机，扩机规模80万千瓦，是原装机66.25万千瓦规模的120%；华中电网进行了柘林扩机（原装机容量18万千瓦，扩机20万千瓦）。另外，一些早期建成的水电站还通过机组机型的技术改造，提高机组效率，提高电站出力，从而达到增容的目的。应该说，以市场需求为导向、以市场竞争为比照的老电站扩机与技术改造增容同样是水电产业发展不可忽视的组成部分。4.4 水电产业投资主体增多目前，我国水电产业投资主体多元化程度甚至比火电还高，但是非政府投资主体的投资总量比重较小。原因是：水电项目的大小分布连续，档次、类型齐全，大到成百上千万千瓦装机，项目在大江大河流域开发治理中具有举足轻重的地位，总投资以百亿、千亿元计，只能由国家“包办”；小到几

十、几百千瓦，投资几

十、几百万元就能建成发电，使得那些身在水电之乡对水电产业有好感的先富起来的人们，以及通过“内引外联”衔接上的各色商家都能找到合适的投资机会。同时水电又是一个专业性较强、投资回报相对缓慢的冷门行业，加上国家相关政策不到位，一段时期内，国内那些有一定规模的企业老板都争相追逐商业大潮中投资热点去了。这就形成了现实中的水电投资主体两头大、中间小的局面，真正的水电投资热潮并没有形成。从当前的局势来看，经过商海的大浪淘沙，那些已站稳脚跟，在高风险、高回报的创业时期完成了资本原始积累，而自己也折腾的身心疲惫需要稳定一回的实业家们；那些手握巨资，很难找到更好的商业投资机会的战略投资家们；那些原本开发水电，但受传统思维模式影响较深，只会产业经营，不谙资本运作的“行家们”，一旦他们都将水电产业基础的运作规律与资本运营的积极意义研究透彻，为国家产业政策与西部大开发战略所支持与倡导、回报稳定且长久的水电产业很容易成为他们的驻足与发展之地。而我国加入WTO后，外资很可能大规模进入水电产业。可以预期，新投资主体不断加入水电产业领域是一个必然的趋势，这既是水电产业发展的需要，同样也是资本增值的选择，一个新的水电投资热潮正在形成。4.5 流域性或区域性的水电公司逐步形成壮大在国家电力体制为厂网一体时期，电厂只是电力企业（电管局）的一个车间，是成本控制中心。独立发电商的出现及厂网分开后，电厂成为独立的企业法人，是利润中心，电网成为电厂的用户，发电端的市场竞争随之出现，赢得竞争优势是电厂的共同追求。电力产品的竞争优势无非三个方面：即价格、质量与市场占有率。在价格方面，虽然我国目前执行的是电价审批制度，但电网本身也是独立核算的企业，提高电网运营效率与降低销售电价是电网经营管理者的追求，所以吸收低价位电力产品入网是电网的利益所在。在质量方面，虽然电力产品的质量高低是客观存在的，但目前并没有明确的价值衡量标准，只有电网管理当局最清楚哪一家电厂的产品更符合电网安全、稳定运行及灵活调度的需要，从而对电力产品质量有一个定性的认识。对于市场占有率优势，应从两个方面去理解，一方面，市场占有率高表明企业的市场地位高，对于产供销一次完成的电力这一特殊商品来说，较高的市场份额甚至意味着对市场的主导与控制；另一方面，市场占有率高意味着企业内部互补优势强，企业可以通过内部调剂，合理安排市场所需产品的发电机组布局，优化资源配置，提高运营效益。成立流域或区域性的水电公司，发挥水电的梯级联合调度优势与区域补偿优势正是水电企业为取得竞争优势的共同与必然要求。目前，独立发电的水电公司都在觉醒，不少企业一改过去单一求大的扩张思路，朝着既大又强、全面提高企业核心竞争能力的方向迈进，流域性或区域性的水电公司（集团）如雨后春笋，迅速发展。这些水电企业，虽不少有行政拼凑的成分，大小、层次不一，加上体制不顺、机制不活，总体效益不一定有直接的提高，但其潜藏的能力较大，对未来市场的适应性增强。而一些以现有大型水电企业为母体组建起来的超大规模的流域性公司，正努力实现着几代水电人的大流域开发梦想，显示出我国水电产业领域将出现强手如林的局面。如以乌江渡、东风两电站（装机容量分别为63万千瓦和51万千瓦）为依托的乌江水电公司，潜在装机规模800万千瓦以上；以隔河岩电站（装机容量121.2万千瓦）为依托的清江水电公司，潜在装机规模400万千瓦以上；以漫湾电站（装机容量125万千瓦）为依托的澜沧江水电公司，潜在装机规模2000万千瓦以上；以龙羊峡、李家峡两电站（装机容量分别为128万千瓦和200万千瓦）为依托的黄河上游水电公司，潜在装机规模1500万千瓦以上；以龚嘴、铜街子两电站（装机容量分别为70万千瓦和60万千瓦）为依托的大渡河水电公司，潜在装机规

模2000万千瓦以上等。另外，还有以二滩电站为依托的雅砻江水电公司，及以三峡电站为依托的长江上游乃至金沙江水电公司，规模更大。这些公司营造的是我国电力骨干网架的源头与支撑点，其电力产品的价格、质量、市场份额等都具有强大的竞争力，成为电力市场的电源基础与价值尺度。可以预期，随着国家电力市场的进一步壮大与完善，未来的水电公司还会通过开发与并购等多种方式进行扩张，甚至涉足火电、风电、核电等领域，以优化产业结构，成为综合性的能源产业公司。总之，水电是我国的优势资源所在。开发水电是能源产业发展与结构调整的要求，是国土资源利用与区域经济振兴的要求，是国家环境保护与可持续发展的要求。经过几十年的建设与实践，我国水电技术已居世界前列，足以支撑水电产业的蓬勃发展。国家电力体制的改革与水电投资主体的多元化，将给水电产业的发展注入新的活力。一个以新时期、新体制、新技术、新模式构筑的水电产业发展大潮正滚滚而来。