“长期看，中国电力行业投资机会巨大，但发展不平衡，供应量会周期性波动。过去3年涉及全国范围的电力短缺刺激了新一轮电厂的投资，电力供需平衡将在2006年底实现，随后电力将会出现短暂的过剩。但这种过剩或平衡不久又会被新出现的电力短缺打破。”总部位于欧洲的咨询公司凯捷集团中国区副总裁陈持平2月27日接受中国经济时报记者采访时如此估计。

陈持平作出这样判断的依据，是刚刚发布的一项针对140多名中国电力行业处级以上官员、专家、企业高管的调查结果。

在这份题为《在多重需求和放松管制条件下的中国电力行业投资》的调查报告中，凯捷以中国GDP增长模型为基础，结合人均收入水平检验，进行了未来电力潜在需求的预测，认为从2005年到2020年，中国需要将原先规划的950GW目标向上至少调整280GW。这意味着电力总投资的规模达到5900亿美元，并在连续15年内年均投入4800万千瓦装机容量，方能够支撑GDP年均6.5%的增长率和到2020年人均GDP比2000年翻两番目标的实现。

如此算来，中国一年的新增装机容量就相当于目前英国全国装机总量的2/3，即使如此，到2020年，中国人均装机指标也仅仅达到美国1950年代的水平。“这意味着中国市场的潜力比我们预想的可能还要大。”凯捷中国区CEO何德优说，“但是，如果你想投资未来中国电力，就需要了解你的投资环境发生了哪些变化。”

投资环境的变化

陈持平首先提醒那些中国电力行业的未来投资者，在电力市场供应总量持续增长的同时，未来供应调整的周期性滞后变化会更加明显，这意味着投资风险的加大。

根据1997年以来的轨迹观察，中国电力市场供给量增加的调整方式不是以平缓渐进，而总是大幅度跳跃式完成的。原因在于，一方面由于电力规划建设周期刚性和经济发展周期不同步、监管机制刚性、项目审批过程过长等多重因素的重叠作用;另一方面，不容易掌握准确的行业发展数据也是预测失真的主要因素。供应调整周期滞后，意味着在“电荒”过程中将出现发电侧的过度投资，在新的过剩期到来时，资产的质量将会下降。

再要注意的是电源结构的发展趋势。从长远来看，环境保护的政策考虑因素对电源结构的调整具有重大影响，核能是清洁能源比例提高的关键之一。中国的电源结构中，煤电装机比例达到73%，煤电实际发电量甚至占到83%，中国政府希望到2020年的时候能够把煤电装机比例降低到60%以下。但凯捷的研究和计算结果表明：近期内煤电实际装机比例将进一步上升，2010年煤电比例仍将高达71%，而且到2020年还将维持在65%的水平。

电力行业的整合浪潮也在预计之中，并将在2007年和2008年间到来。中国发电市场的分割是在厂网分离的过程中政策性重组形成的，根据2002年重组时的思路，没有一家全国性的发电商在一个省可以拥有超过20%的发电资产，最大的国有发电商的市场份额也低于8%。因此，比较欧美的市场竞争结构而言，目前中国的发电侧竞争结构呈现高度分散格局，可以说尚没有实现为提高竞争效率而需要的合适的市场集中度。

凯捷的调研结果显示，5大发电集团将会加快并购速度，以控制更多的市场份额、优化装机容量和运营规模。预计进一步的并购发展会要求作为电力行业监管者的电监会一方，与作为提高国有资产效率代理人的国资委一方找到监管的新平衡点。

还有一个值得关注的问题是，国内煤炭交易价格大幅上涨，使得大型发电集团纷纷寻求后向资源整合以保证电煤供应安全。同时进一步的电力市场化改革中，零售电价和批发电价之间的联动也将会更加明显，这些都有助于投资者降低风险。中国能源行业的一个焦点问题是“市场煤”和“计划电”的矛盾问题。尽管政府推动制定“煤电联动”政策，但实际上到目前为止，并没有真正起到作用。

报告提供的数据是，2004年，已签署合同的电煤价格平均上涨了41.7%，而新签署合同的电煤价格则上涨了100%-150%，同时批发电价却只上涨了4.5%。发电企业的利润受到巨大影响。很多发电集团在思考采用后向一体化的资源整合战略，保证电煤供应安全和抵消电煤价格上涨的压力。

另一方面，计划经济体制遗留下来的电力零售价格体系，特别是民用电价方面，政府补贴较为严重。随着GDP环保成本和资源稀缺意识的不断提高，电力行业专家们纷纷认为，电力零售价格应该更加体现能源的实际成本。监管部门选择好时机建立有效的零售电价和批发电价调整机制，不但有利于规划“绿色电力”和需求方的管理，也有利于发电企业保证投资收益和控制投资风险。

外国投资者不能不关注的一个现象是，中国电力行业对外资的需求正在发生变化，外商直接投资需要重新审视进入方式。1980年代，外资曾经是帮助中国地方政府进入电力行业、投资电厂建设的重要资金来源之一。目前，就投资总量而言，外资的相对重要性已经大大降低。中国政府的政策制定者则希望新一代的外资引入能够给中国电力行业带来管理能力和技术能力，特别是在清洁煤和可再生能源领域。中央和地方政府所拥有的大型发电集团也积极希望能够引入合适的战略投资者，帮助他们改善公司治理，提高国际竞争力和获得一些关键领域如清洁煤、煤液化(转油和转气)和核电设备制造及运营方面的技术。信息请登陆:输配电设备网

大型国有发电企业的投资策略选择

调查报告给大型国有发电企业的投资建议是，尽管长期来看，传统煤电领域存在着巨大的投资机会，然而2007年后很可能会出现的短期电力过剩意味着很高的投资风险，企业需要更多考虑并购现有电厂进行谨慎的战略扩张，而不是新建电厂。为降低可能出现的价格战，企业需要考虑在目标区域进行市场整合以提高市场份额。

与此同时，企业需要通过后向资源一体化战略，保证电煤供应安全和抵消电煤价格上涨的压力。

事实上，有些企业已经在这样做了，比如华能集团已经宣布在2006年实施一项旨在控制年供应3000万吨煤的投资计划，未来到2010年要通过股权方式达到对8000万吨煤供应的控制。华能目前75家火电厂每年需要消耗1000万吨煤炭。

报告建议，通过很多方式都可以实现后向一体化的目的。但持有煤矿的控股管理权，在一些条件下，可能并不是最好的方式，因为管理矿区的开采和物流活动需要和管理发电活动完全不同的管理技能和领域专家。

从客户端来看，尽管在目前的情况下，发电商难以和大用户直接签署供电合同，但他们可以参与大用户自有电厂的建设和运营。短期内可以以合资的方式资金投入，或者与大用户签署自备电厂运营合同以管理投入，通过这种“联营式”合作形成的战略选择权，最终在合适的时机过渡到对于大用户的直供协议。

还有一个建议是，引入国外战略投资者，加快企业改革和获取先进管理与技术的步伐。

国际投资者需要注意的问题

“对国际投资者而言，针对中国市场需求的变化趋势，需要重新审视进入中国电力市场的方式，把握产业链不同环节、能够发挥自身优势的投资重点机会。”陈持平说。

在产业链前端，产业资本可以发挥能够提供能源补充进口方面的优势，通过引入外部优势资源如天然气的长期供应等，与发电环节投资密切结合来拓展中国市场。一些沿海经济发达省市已经制定了发展天然气清洁发电的规划，真正有实力的全球性公司可以利用自有气源参与竞争。但鉴于天然气全球供应环境的趋紧，需要从政治的角度达成中国和欧盟之间、供应企业和供应国家之间关于能源供应安全问题的共识。

而在传统火力发电环节的投资，由于煤价和电力批发价的实际不联动，以及零售价格改革滞后，有一定的风险。但也要看到中国电力供应规模与需求总量匹配周期波动中存在的资产收购机会，看到国企深化改革和引入国外技术的需求，采取适当的投资方式(如购并)适时介入，获得战略期权。

在输配电环节，由于输配售的分离还没有完成，目前国际资本的进入机会看来仅仅限于在参与电网企业未来海外公开上市融资的机会，以股权资本形式介入。在产业链的末端销售和客户管理环节，许多潜在的国际战略投资者具备竞争优势，可先行以提供客户服务咨询、软件方案设计、节电产品解决方案的提供等介入这一有潜力的市场，为未来在销售端竞争开放时建立战略地位。

报告提醒国外投资者，中国的核电和风能领域都蕴含着较大的投资机会，但目前运营投资进入的时机并不成熟，成功的合资和技术转移策略是国际设备投资商赢得市场的关键。

中国核电发展目标一直在不断提升。2020年投运目标被调整为4000万千瓦，并另有1800万千瓦的在建目标。按照4000万千瓦的装机容量计算，需要投资490亿美元，如果加上1800万千瓦的在建目标测算，总投资将超过750亿美元。未来15年内，将有25个以上的堆址规划建设核电站，每个电站包括大约4-6个机组，分别装机都在100万千瓦以上。届时，中国将成为名副其实的世界核电发展中心，中国的核电市场将成为国际核电设备商巨头的主要战场。对于外资企业来说，核电设备制造技术转移是在这个市场上取胜的关键因素。而且通过合资和技术合作，中国将成为重要设备部件的世界制造和出口基地。

风能方面，中国2005年颁布了《可再生能源法》，为以风能为代表的新能源赢得发展空间。根据国家规划，到2020年要投产4000万千瓦的新能源装机，其中风能为2000万千瓦，最近又将2000万千瓦调整为3000万千瓦，风能装机年均增长率要求达到26%，这无疑是一个相当积极的追求。相对而言，经过30年的发展，目前全球风能总装机容量才4700万千瓦。风能的发展给外资设备制造商带来机会，目前他们占有相当的市场份额。但风能发电设备的国产化也是必然趋势，因为这可以降低2/3的建设成本。