电伴热系统行业上、下游产业链分析
第一节 上游产业发展状况分析
电伴热系统主要由伴热电缆等构成，以下就以其为上游
分析其发展。
2006年以前，我国的伴热电缆(也有称自控温电热带)在国内基本没有生产,主要原因是正温度系数电热材料(也称PTCR效应)国内没有供应,产品完全依赖进口。但由于这类产品和材料的利润十分丰厚,这两年在国内企业的努力下基本上实现了国产化。
伴热电缆的工作原理是：在两个平行导线中间充填PTC高分子导电塑料作芯带，其中高分子塑料的基体材料起骨架和填料载体的作用，无机导体填料是电流载体在绝缘体中形成连通的导电网络，起电流通后发热，以补偿管道的散热损失。
这种导电塑料，在温度上升时，受热膨胀，使得部分电流通道网络逐步断开，通过的电流减少，发热量也随之减少。当温度上升到某个范围时，导电塑料中电流通道因受热膨胀，几乎都成断路，电伴热带电源等于切断；而在温度降低时，芯带收缩，电流通道重新接通，电伴热带又开始供给热量。这就是自限温电伴热实现自动调节温度的原理。
伴热电缆能根据伴热温度自动调整其输出功率，这种自控温特性在产品长度上处处存在，因此，即使自控温伴热电缆交叉重叠安装，在交叉重叠点也不会产生过热，该伴热电缆可按使用长度任意剪切。
目前我国伴热电缆
行业较为有名的企业为合肥市旭升新型电伴热科技有限公司、芜湖恒鑫电缆有限责任公司、江阴华能电热器材有限公司和华泰电缆集团等。
电伴热系统越来越多的在油田、电力等部门得到实施和应用，以下就以电力系统为下游
分析下其发展。
1、发展现状
1）电力需求增速放缓，工业需求明显下降
电力需求增长，但增速明显放缓。上半年我国全社会用电量为16908.63亿千瓦时，同比增长11.67%，增速比去年同期及去年全年分别下降3.89和3.13个百分点。如果从单月用电增速看，增速下降更加明显。2008年6月全社会用电量为2952.44亿千瓦时，同比仅增长8.27%，与去年同期14.64%的增速相比，下降了6.37个百分点，而7月增速下降幅度更是达到了9.4个百分点。
工业需求下降，带动总体需求放缓。从上半年各产业累计电力需求增速变化来看，只有第二产业增速是下降的。其中，第二产业用电上半年累计增速为11.13%，工业用电上半年累计增速为11.08%，分别较上年下降6.05和6.12个百分点。
高能耗
行业的下降更为明显。1-6月铁合金冶炼
行业用电仅同比增长13.22%，增速同比下降38.8个百分点；铝冶炼
行业用电则同比增长18.66%，增速同比下降14.7个百分点；肥料制造用电同比增长0.51%，增速同比下降12.84个百分点。这一方面与国家宏观紧缩、以及对高能耗
行业的高压政策相关，同时也可能是因为受到上游原料价格上涨压力，高耗能
行业企业扩大生产动力不足。
2）机组优胜劣汰，利用小时降幅缩小
加紧关停小火电，大机组获益。上半年全国(6000千瓦以上机组)累计发电16803.19，同比增长12.9%，高出同期全国用电量增速1.23个百分点。大机组优先上网的优势逐步体现，同时国内加速小火电机组的淘汰也是一个重要原因。截至6月底，我国关停小火电机组836万千瓦，完成全年关停任务的64.3%，至此06年以来我国已经累计关停2587万千瓦(06年关停314万千瓦，07年关停1438万千瓦)，而高企的煤价则将促使发电企业更自觉加快关停小火电。
来水充沛保证水电快速增长，电煤供应紧张制约火电发展。上半年全国主要流域来水都比较充沛，尤其是华南、江淮、两广等地区来水普遍较以往多20%-70%，使得今年上半年水力发电量达到2149亿千瓦时，同比增长18.5%，较上年增速快16.8个百分点；机组利用小时同比增加61个小时，较上年增加219个小时。
火电投产增速放缓，机组利用小时降幅缩小。上半年全国电源基本建设完成投资1337.11亿元，新投产装机3301.85万千瓦，比上年同期少投产535.95万千瓦。其中，水电704万千瓦，比上年同期多投产390.8万千瓦；火电2449.61万千瓦，比上年同期少投产907.18万千瓦。考虑到新投产机组及关停小火电，到6月底我国总装机容量约为7.4亿千瓦。
由于去年以来煤炭价格持续上升，导致火电经营困难，因此火电机组投产增速明显放缓，1-6月火电装机容量增速仅为12.7%，较上年同期下降9.9个百分点。
2、电价调整
1）提电价姗姗来迟
2008年6月19日，国家发展改革委公告《关于提高电力价格有关问题的通知》（发改电[2008]207号），决定从自2008年7月1日起，将全国除西藏自治区之外的省级电网销售电价平均每千瓦时提高0.025元。同时决定自即日起至2008年12月31日，对全国发电用煤实施临时价格干预措施。
我们认为通知的下发主要是解决目前日益突出的煤电矛盾，确保“迎峰度夏”的供电安全。
在目前CPI高企，奥运会前确保“稳定和谐”的政治局面下，国家宣布下半年提电价普遍超出市场预期，但对电力
行业来说，确实是迟来的保命“口粮”。
2007年全国发电用煤平均每吨提高25元，2008年以来，又连续上涨近60元，两年累计每吨发电用煤上涨80多元。1-5月，中央五大发电集团中除华能集团略有盈利外，其余四家均出现严重亏损，全国发电企业亏损面达到80%。部分发电企业甚至到了没钱买煤的境地。
2）目前提价幅度不足弥补电煤价格累计上涨引起的发电成本上涨
2008年7月2日，根据国家发展改革委员会公告，全国燃煤发电平均上网电价提高1.68分/千瓦时，占销售电价上调2.5分/千瓦时的66.5%，全国火电平均上网电价相比上调5.12%。
从区域提价幅度比较，南方电网上网电价上调幅度最大，东北电网上调幅度最小，两电网绝对上调幅度分别为2.764分/千瓦时和0.725分/千瓦时，相对上调幅度分别为8.13%和2.23%。
从各省上网电价提价幅度比较，绝对提价幅度最大的省份分别为云南（3.5分/千瓦时）、广西（3.39分/千瓦时）、重庆（2.7分/千瓦时）和广东（2.6分/千瓦时）；相对涨幅最大的省份分别为云南（13.71%）、广西（9.37%）、重庆（8.38%）和山西（7.64%）。
此轮电价上调国家应该重点解决煤电矛盾和确保“迎峰度夏”用电安全。然而从燃煤发电企业上网电价提价幅度来看，国家政策的倾斜力度明显不够。
从2007年至今，全国电煤价格累计上涨近80元/吨。据粗略统计，2008年将增加发电成本960亿元，按目前1.68分/千瓦时平均火电上网电价计算，全年火电企业增加收入约253亿元。因此，此次小幅上调上网电价不足弥补火电
行业2008年发电成本上涨的三分之一。
据预测，火电上网电价应上调5-7分/千瓦时才能弥补成本的上涨。由于上调电价对通胀的影响大约需要两个季度的观察期，年内再调电价的可能性不大，我们认为2009年上半年再次上调上网电价的几率比较大。
3、发展趋势
1）大力发展水电、风电、生物质能发电等可再生能源，进一步优化电源结构
世界上不论发达国家还是发展中国家在能源资源利用上，一般都优先考虑开发本国的水能资源。发达国家境内水能资源已基本开发完毕。尽管我国已多次提出“大力发展水电”、“优先发展水电”的方针，但由于种种原因，我国目前的水能资源开发程度依然很低。我国水电资源有3.7亿千瓦可利用开发，目前已开发的仅1亿千瓦，预计到2020年水电可达2.45亿千瓦，建议政府积极推进水电建设流域梯级综合开发，大幅度提高水电开发率，在西部建设大型水电基地，通过强大的电网将西部水电基地的电力电量输送到东部负荷中心地区。
风能作为可再生资源，具有很好的开发前景。中国的发电量居世界第2位，但风电仅为57万千瓦，居世界等9位，不及印度的1/3。国家应加大对风力发电的政策支持，从融资、税收、电价上对可再生能源的开发实行优惠政策。
核电是一种长期战略性能源，是可以大规模代替化石燃料的清洁性能源。在国内优质能源（石油和天然气）短缺的形势下，加快发展核电是优化能源结构，解决国内环境问题，缓解我国中期能源供应安全压力的必然选择。世界上多数发达国家都将发展核电作为能源供应的重要内容，油价的高涨也促使世界范围内掀起核电建设的高潮。我国应通过国产化、规模化提高建设和运行管理水平，降低投资成本和运行成本；对核电投资体系进行改革，实现投资多元化，吸收国内外各方面的投资，加快核电的建设。
目前我们的电力结构当中，燃煤的机组占了75%左右，对环境保护、电力发展的压力比较大。为了着力提高可再生能源、清洁能源和新能源在整个电力装机当中所占的比例，要尽快形成比较完善、配套的支持可再生能源发展的政策体系，并重点解决好一些阻碍水电、风电开发的突出问题。一是通过建立节能、环保、经济的发电调度方式，优先调度可再生能源、核电等清洁能源发电，鼓励高效、环保机组多发电。二是制定合理的、有利于水电和风电开发的水电、风电上网电价形成机制。三是尽快调整水电的增值税率，解决水电的实际税负远高于火电的问题。四是加快推进风电设备国产化的步伐，提高风电设备的国产化率。
2）加强电网建设，促进电力资源在全国范围的优化配置
加大跨省、跨区电力交易是缓解电力供应压力的有效途径。我国能源资源和生产力发展呈逆向分布，能源丰富地区远离经济发达地区。目前用电需求的增长态势对电网的输配电能力提出了严峻要求，为了实现更大范围的资源优化配置，提高区域内电力电量互济能力和城乡配网供电能力，加大力度进行电网建设和改造优化势在必行。建议从以下四方面入手，加强电网建设，促进电网电源协调发展。（1）加快
研究电网与电源协调发展的比例关系，保持电源与电网、输电与配电的协调同步发展，实现电力的适度超前发展。（2）将电网
规划纳入当地发展总体
规划中，在征地、拆迁等环节对线路走廊、站址占地予以优先安排。（3）在未来电价体系的制定上应保证电网企业能够获得足够的利润空间、具备再投资能力、进行设备的更新改造，避免出现长期投资能力不足导致电网资产缺乏更新改造而出现的停电事故，确保发电能力和输配电能力的协调均衡发展。（4）要注重电网改造与优化并举，把电网建设成布局结构合理，供电能力强，运行、调度灵活，安全可靠，电能质量好，网损低的优化电网。
3）全面推进电价改革
（1）建立有利于促进电网健康发展的输配电价格机制。输配电价格机制的建立应该有利于促进电网的可持续发展，以合理成本、合理利润的原则核定好电网输配电价，适当调高输配电价的比重。尤其是大区、跨区送电输电电价，力争电网还本付息电价在电价方案中得到全面体现。
（2）逐步建立销售电价与上网电价的联动机制。
（3）实行峰谷差别电价，增强电价的结构性调整。实行峰谷差别电价是发达国家普遍采取的管理措施，美国电价的季节性变化就体现了这一点。为了缓解时段性的用电紧张压力，我国实行峰谷差别电价已经势在必行。峰谷电价差的确定必须能够弥补企业调整生产时间所付出的成本，这样才能有效调动企业调整生产时间的积极性，避免出现集中的用电高峰。尤其是对高耗电企业，推出有效的峰谷差别电价更有意义。通过具体调查安排合理的生产时间，减少高峰的用电负荷，现有的发电能力才能充分利用，减少峰时发电能力严重不足、谷时发电能力过于闲置的情况所造成的损失。
节能减排是电力
行业发展的永恒主题。只有加快发展清洁能源和可再生能源，加强脱硫设施建设，建立电力需求侧管理的长效机制，才能建立起资源节约型、环境友好型的电力
行业。
（1）建立节能减排目标责任制和评价考核体系，规范政府行为。要实行严格的目标责任制，将能耗和排污指标纳入各地经济社会发展综合评价和考核体系。只有将节能减排当作硬指标，才能充分调动地方政府的积极性。
（2）通过电源结构调整促进电力
行业节能减排。合理的电源结构和机组结构是电力节能、环境保护的基础，是解决电力能耗高、排放高的治本之道。因此，一方面，要大力发展水电、风电等可再生能源和清洁能源，促进电力产业优化升级，真正走出一条节约、清洁的电力发展之路。另一方面，要加快优化燃煤发电结构，严格贯彻执行关停小火电的规定，提高大容量机组比重。目前，国内一台5万千瓦的燃煤小火电机组，供电煤耗高达450克标煤/千瓦时，而一台60万千瓦高效超临界机组，供电煤耗只有270克标煤/千瓦时。因此，贯彻执行国家关于关停小火电的规定，对于降低单位国内生产总值能源消耗和二氧化硫排放总量具有非常关键的作用。
（3）加强脱硫设施建设，确保实现二氧化硫减排目标。一是完善烟气脱硫技术规范，根据《火电厂烟气脱硫标准体系》，加快制定火电厂烟气脱硫相关
行业标准。二是加强烟气脱硫后的评估工作。
（4）完善差别电价配套政策，确保差别电价政策执行到位，防止高耗能
行业抬头。
（5）进一步加强电力需求侧管理工作，出台相关政策措施，建立电力需求侧管理的长效机制，促进节能降耗。力争到2010年实现节省发电装机约6000万千瓦、标煤1亿吨的目标。
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