银河证券研究报告指出，如果日本核泄漏危机酿成重大灾害，未来非化石能源发电发展格局可能发生改变。非化石能源发电包括水电、核电、风电、太阳能发电、生物质发电等形式。水电、核电的发电成本接近或低于化石能源发电成本，但水电发展受到资源禀赋、环保、移民成本的限制，核电则受制于安全问题。风电、光伏发电的清洁性、安全性高，但是发电成本高。一旦核电发展受限，各国会继续加大对风电、光伏发电等新能源的投入力度。
申银万国研究报告认为，日本核泄漏事件或导致世界核电发展放缓，光伏、风电产业发展将加速，因为虽然光伏发电、风力发电成本相对较高，但不存在核泄漏那样的潜在危险。由此，光伏、风电企业将显著受益。其中，光伏产业链受益企业包括海通集团、乐山电力、天威保变、超日太阳、东方日升、向日葵、拓日新能、综艺股份、南洋科技、精功科技和天龙光电，光伏系统的配套设备光伏逆变器领先企业包括广电电气、荣信股份、科士达和科陆电子，风电龙头企业包括湘电股份、金风科技和华锐风电。
另外，从国内角度看，如果沿海核电发展放缓，而我国煤电、大型风电基地、光伏基地都在西北部，未来对输电网建设的需求将进一步加大，因此，电网设备企业也将受益西北电源基地建设对输变电设备的需求增长。申银万国研究报告推荐行业龙头企业中国西电、特变电工、平高电气、天威保变、许继电气、国电南瑞和国电南自。
行业评判
国泰君安 银行业基本面已好转
银监会监管政策已基本见底，监管要求好于市场预期；融资平台贷款情况基本明朗，政策和清理结果的不确定性逐步消除。年报将继续呈现行业良好的基本面和财务表现，一季报业绩可能超预期。银行股估值水平处于历史低位。重点推荐南京银行、民生银行、兴业银行、招商银行、深发展、浦发银行等。
中金公司钢铁业或现供不应求
钢铁业旺季需求启动后库存将下滑。地震使日本钢铁产能受限，强化了“出口超预期，国内钢市或现阶段性供不应求“的逻辑。旺季需求启动后，出现阶段性供不应求的可能性进一步上升。利好整个钢铁板块，推荐宝钢股份、八一钢铁、新兴铸管、马钢股份、鞍钢股份、酒钢宏兴和凌钢股份。
中信证券 汽车零部件受益地震
日本地震短期内对国内日系合资公司的零部件供应影响不大，主要企业目前并无停产计划。中长期看则有利于我国汽车零部件产业的发展，零部件细分行业龙头企业更有望受益。重点关注上海汽车、华域汽车、一汽富维、悦达投资、福耀玻璃、一汽轿车、威孚高科、星宇股份、宇通客车、潍柴动力、中国重汽、江铃汽车、天润曲轴和中鼎股份等。
安信证券 证券业机会自上而下
随着中小市值股票估值压力显现，深市换手率下降，主板的换手率也在下降，市场成交量存在不确定性，经纪业务仍有下行风险。新三板、融资融券等业务暂时难以有实质性的贡献，目前的机会更多的是自上而下的交易性机会。相对看好海通证券、中信证券、光大证券和国元证券。
国金证券 应急投入预计将大增
大地震等突发事件增多，应急成为政府投入第一要素。传统的手段难以满足应急工作的需要，因此全面采用信息技术，大力推动、扶植相关企业，未来公共安全投入超过军费增长将成为常态。建议投资组合为太极股份、超图软件和榕基软件。关注威创股份和同方股份。
海通证券 煤炭板块调整可介入
近期虽然天气转暖，但市场的支撑因素仍在，煤价未出现下滑迹象，各地煤价仍继续持稳。煤炭作为资源品的投资价值会得到更多认可。短期板块如继续调整至17倍市盈率以下，可积极布局。建议关注西山煤电、潞安环能、盘江股份、兖州煤业、冀中能源和上海能源等。
投资策略
中金公司 看好估值修复行情
日本灾情短期内对A股或仍有扰动，但国内政策和基本面是股指运行的主导因素，在基本面拐点信号出现前继续看好低估值周期股的估值修复行情。继续看好水泥、化工、家电和机械板块。
兴业证券 担忧升温引发震荡
“两会“闭幕，投资者对紧缩政策如上调存款准备金率的担忧升温，引发市场震荡。关注日本地震的连锁效应。看好三类白马股的机会：1.最受益于维稳红利、攻防兼备、短长皆佳的券商股、银行股、保险股等；2.3、4月份适度参与水泥、化工、工程机械、煤炭等稳定内需、对冲海外动荡的行业龙头公司；3.低估值行业白马股，如地产、交通运输、通信、家电、公用事业等行业的龙头公司。
光大证券区间震荡 重心上移
2月份的整体经济数据并没有显著偏离预期，既不会成为市场上涨的驱动力，也不会形成向下的压力，对市场的影响不大。今年影响市场最核心的问题依然是通胀的走势。如果不考虑中东局势恶化引发油价大涨的因素，只要政府维持既有的政策力度，即使CPI可能有些反复，通胀失控的风险也正在降低。维持市场“区间震荡、重心上移”的相对乐观判断。
与美国、法国等核电大国相比,韩国的核电发展虽起步较晚,但发展迅速。到2008年,韩国拥有20座核电站,在全世界居第5位,在韩国发电总量中的比重达36%。而根据韩国政府公布的中长期能源基本计划,到2030年,韩国还将新建18座核电站,核能发电在发电总量中所占比例将达到59%。
韩国在发展核电的过程中尤其注重相关技术、设备和原材料的国产化。韩国第一座核电站,是在美国帮助下于上世纪70年代建成的。此后,韩国确立了实现设备和器材基本国产化、核燃料国产化的目标,并在建设过程中采用“国内公司主导”方式,最大限度实现国产化和技术自主。到2007年,韩国成为世界第3个具备自行研发第三代核电技术的国家。至此,韩国已完全掌握了核电的核心技术。
韩国媒体认为,与美、法等核电大国相比,韩国核电产业在运营能力和建设能力上已处于“世界领先”水平:30多年来,韩国核电站一直保持着无事故运行记录;韩国核电站的平均意外停止次数仅为0.35次;核电利用率达到90%以上,远超70%的国际平均标准;韩国是除美、法外为数不多的同时掌握核反应堆设计、建造、运营等各环节技术的国家之一。
韩国政府去年提出“低碳绿色增长”的口号,希望发展清洁能源来克服危机、寻求新的经济增长点。韩国政府和研究机构对利用传统能源和新能源的成本算了一笔账:核电每一度电的成本比煤炭低,相当于石油的1/3,核电每年的燃料成本相当于天然气的1/40。韩国最早建成的古里一号核电站30多年来共发电2万亿度,如果换成用石油来发电,将需要增加155万亿韩元(1美元约合1277韩元)的额外投入。
根据《京都议定书》的规定,韩国作为发达国家也有减排责任。在这方面,韩国承受不小压力。据韩国媒体报道,韩国2006年温室气体的排放量相当于6亿吨二氧化碳,在全世界排名第9,远远高于其经济总量的相应排名。而据国际原子能机构的研究报告,核能发电的二氧化碳排放量,比太阳能和风能发电还要少。因此,韩国政府认为,“便宜而干净的”核电是解决高油价和减排压力的“最可行方案”。
韩国决心大力发展核电,不仅是为满足国内能源需求,也是为了要在国际市场上一显身手。据国际原子能机构统计,到2030年,有30个国家计划建造约300个核电站,世界核电市场规模超过700万亿韩元。据韩国水利原子能公司估算,一座标准核电站的建造费用至少为6万亿韩元,纯利润率超过10%,相当于韩国出口32万台索纳塔轿车或40艘30万吨级油轮。韩国政府的目标是在未来世界核能发电市场中,韩国能占10%的份额。
光热发电正在成为新能源领域投资的热点。
“光热发电就是下一个新能源投资的蓝海。”5月10日,科技部863太阳能热发电项目总体组组长、中国科学院电工研究所研究员王志峰告诉记者。
当天,“十二五”战略性新兴产业发展重点咨询研究项目――新能源产业课题组项目会议在中国工程院进行,光热发电作为重点被要求详细陈述。
“从去年9月到今年年初,(中国)光热发电项目又增加了3GW(300万千瓦)。”在会议间歇,国家能源专家咨询委员会的一位专家说,这些项目都已经完成了项目建议书,这还不包括几大电力巨头私下里运作并未公开的项目。“一旦特许权招标后,这些项目都将浮出水面。”
“(内蒙古5万千瓦光热发电项目特许权招标)应该是在5月底或6月初。”国家能源局可再生能源处一位人士告诉《财经国家周刊》,这是中国首次对光热发电项目进行特许权招投标,“意向性接触的企业非常多。”
“这(特许权招标)不仅将引起光热发电行业的觉醒,而是整个热发电产业链的觉醒。”王志峰说,连带着包括电力企业、设备制造企业、银行、投资商都在觉醒,“咨询(光热发电)的太多了,我一天要接待好几拨人。”
光热的春天
在默默无闻了许多年后,光热发电正在成为新能源领域的主角。
在此之前,太阳能发电主要是以光伏发电的形式出现,即利用太阳能电池,将光能直接转变为电能。国际太阳能学会(ISES)的统计数据显示,仅2009年一年,全球光伏发电的装机容量就突破600万千瓦。
和光伏发电相比,光热发电是通过大规模采光镜面阵列采集太阳热能,通过换热装置提供蒸汽带动传统的汽轮发电机,从而产生电能。ISES的数据显示,截至2009年年底,全球已并网的光热电站装机容量约70万千瓦。
“光热比光伏迟缓的主要原因是受技术层面的影响。”ISES常务理事长克里斯汀・霍恩斯坦告诉《财经国家周刊》,电站的大规模集成技术影响了光热电站的大规模发展。
根据光热发电理论,光热发电站白天采光热后除直接驱动汽轮极发电外,同时还将部分热量存储于巨型蓄热系统中,晚间可以利用蓄热发电。
“相关的课题一直在研究进行,目前还都处于实验室阶段,大规模应用于电力系统还需要时间。”国务院参事、国家能源专家咨询委员会主任徐锭明说。
即便如此,光热发电仍被看作“拯救地球”的能源。
“首先是光热和火电一样通过汽轮机发电,所以比光伏、风电更有利于电网系统的稳定;其次是避免了光伏发电中昂贵的硅晶光电转换,节约了成本、避免了污染。”克里斯汀・霍恩斯坦说,目前全世界拟建的光热发电站总装机容量为1200多万千瓦。
实际上,欧美各国已经开始将光热发电作为未来替代传统能源的主导选择。
2009年7月,欧洲各国联合启动“欧洲沙漠行动”,各国政府和企业计划在未来10年内投资4000亿欧元,在撒哈拉沙漠地区建立庞大的光热电站,该项目至少将满足全欧洲15%的电力需求。
“光热发电将成为新能源领域最重要的能源,甚至在将来可以作为我国份额最大的主导能源。”5月12日,前述国家能源专家咨询委员会专家说,在国外已经相继启动大规模的光热发电基地的背景下,中国也正在进行光电基地的可行性研究。
“光热发电一旦启动,其发展速度和未来的前景都是光伏难以比拟的。”皇明太阳能集团董事长黄鸣告诉《财经国家周刊》,很多国家和地区已经开始鼓励光热、限制光伏。美国加利福尼亚州的规划要求,到2030年,光热发电与光伏发电的装机比例为4:1。
“‘十二五’(2011年~2015年)期间,光热将获得一个爆发式的发展。”前述国家能源专家咨询委员会的专家说。
电力巨头闻风而动
嗅觉灵敏的电力巨头早已闻风而动。
“各大电力集团已经开始圈地(光热发电)了。”中国电力科学院的一位光热发电专家告诉《财经国家周刊》,光热发电对资源的要求比较高,要有便宜的土地、便宜的水源、丰富的光照,而且地势比较平坦。“全国适宜发展光热的资源也是有限的,谁先上项目这土地就给谁,大家自然蜂拥而上。”
“几乎就是近半年的事,三四个GW的项目就冒出来了。”国家科技部太阳能光热产业技术创新战略联盟理事会负责人说,3年前,五大电力集团中只有华电跟随中科院做一个示范性项目,“其他电力企业根本就没接触光热。”
华电集团一直是在光热发电领域走得最早、最快的电力巨头。
2007年,国家在北京延庆启动1兆瓦光热发电示范项目,随后,华电集团开始积极布局,目前已经在河北廊坊、甘肃嘉峪关、新疆格尔木等地开展光热发电前期工作。
2009年12月17日,华电新能源公司与澳大利亚雄狮国际签署合作协议,双方准备在格尔木市携手开发100万千瓦光热发电项目。
一个月后,2010年1月5日,华电新能源公司又与嘉峪关市签署总额超过260亿元的战略合作协议,其中就包括在该市发展光热发电。
前述中国电力科学院的专家告诉《财经国家周刊》,目前各大发电集团都有自己的光热发电示范项目,“虽然只是小型示范项目,不过(发电集团)都预留了大量后续扩建的土地。”
有参与国电集团新疆吐鲁番光热发电的人士告诉《财经国家周刊》,国电吐鲁番光热项目目前仅仅为100千瓦,“圈地怎么也有几千亩,就是为了将来的大规模扩张。”
“光伏是单个的成本高,大片的成本也高;而光热是小规模的成本高,但只要规模大,几十兆瓦、几百兆瓦甚至上GW成本就低。”黄鸣说,电力企业必须在示范项目的基础上扩大规模,这是降低成本的必然选择。
“如果建设一个100万千瓦的光热电站,其前期投资基本可以控制在15000元~20000元/千瓦,那么上网电价大概在七八毛钱(每度)。”前述太阳能光热产业技术创新战略联盟负责人说,这比敦煌的光伏项目1.09元/度的电价更具优势。
在成本因素和“占地为王”思想的支配下,电力企业都在示范项目的基础上囤积了大量后续扩建的土地。
“我们可沿着青藏、青新公路布置太阳能采光镜面阵列。”华电新能源相关负责人告诉《财经国家周刊》,西部很多地方公路两侧均是沙漠,“想排多少都行。”
“用8万平方公里戈壁(光热发电)产生的电量,可以等同于中国2008年全年的发电量。”王志峰说,中国现有沙漠戈壁130多万平方公里,中科院电工所的调研显示,“超过30万平方公里的沙漠戈壁适宜光热发电。”
越来越多的电力企业也将目光瞄准西部,进入2010年,除五大电力集团外,天威保变(600550.SH)、美国eSolar等企业也先后宣布进军光热发电。
“(光热发电的)圈地热潮才刚刚开始呢,今后两三年会达到顶峰。”前述国家能源专家咨询委员会的专家告诉《财经国家周刊》。
设备商抢占机会
新的产业给设备制造企业带来了巨大商机,而大量企业正试图分享这一诱人的“蛋糕”。
“光热发电在未来一两年再增加四五兆瓦不成问题,这些电站涉及的投资绝对不少于1000亿元。”北京江海泰克新能源公司总经理余讯说。而在可以预见的未来,光热发电的“蛋糕”无疑将更加庞大。
“我们也感觉到很紧迫,机会很大,我们现在准备大力扩展实验室。”黄鸣表示,皇明集团是全世界唯一可以生产光热发电核心钢管的企业,“我们的生产能力不大,只有几万米。”
和感觉紧迫的皇明集团一样,中国众多的太阳能企业也纷纷加入光热发电的研发。
“不能说5000多家太阳能企业都在做光热,但起码大家都有这个想法。”中国太阳能热利用专业委员会的一位负责人告诉《财经国家周刊》,很多企业已经制造出半公开的样品。
“光热发电属于高技术产业,如果像热水器一样泛滥,这绝对不是好事。”他说。
一方面是科研企业抓紧研发,另一方面则是投资商积极切入。
“我们(和皇明集团)已经达成意向,准备成立皇明太阳能发电公司。”5月11日,北京江海泰克投资公司一位负责人告诉《财经国家周刊》,双方将成立一家合资公司,致力于光热发电设备的生产制造。
“现在能进行设备生产的企业还不太多,但未来肯定会大量出现。”余讯说,随着设备制造技术的成熟和光热发电规模的扩张,光热设备制造行业肯定会吸引大量投资。“很多美国的企业也在寻求和我们合作。”
“各种配件生产企业已经大量出现了,有的企业已经开始被淘汰。”北京延庆1兆瓦光热发电示范项目的负责人告诉《财经国家周刊》,2007年该项目采购用于采光镜面的超白玻璃时,全国只有北京一家企业能够供货,其价格达到300元/平方米,该项目采购这种玻璃超过1万平方米。“现在全国很多企业都能生产这种专门针对光电的玻璃。”
国外的光热设备商也已经将目光瞄准中国市场。2010年1月9日,美国太阳能发电供应商eSolar公司与山东蓬莱电力设备制造有限公司签订协议,除通过蓬莱电力推销技术设备外,eSolar公司还计划几年内投资50多亿美元,在中国建立200万千瓦的光热发电机组。
而即将进行特许权招标的内蒙古光热发电项目,则是由德国太阳千年公司在组织可行性研究报告。“我们希望进入中国光热发电市场,但具体情况还要看看再说。”考虑到中国政府对外资进入电力市场的限制,太阳千年的一位负责人出言谨慎。
新能源并非“锦上添花”
从全球来看，发展可再生能源已在世界范围内达成共识，从2004年开始陆续召开的一些国际重要会议表明，全球对可再生能源都达到了一致的重视。如今，可再生能源是应对能源问题和环境的必由之路，新能源作为一个战略性新兴产业，将成为引领下一轮经济增长的重要引擎。
2011年，美国中国风电设备进行排查，并对太阳能出口电池进行双反调查，且税率非常高，对中国整个光伏产业有产生了巨大影响。实际上，中国风电产品出口美国的量很小，而光伏90％以上都出口国外，美国只占其中的20％，另外80％则出口到欧洲。究其原因，是要夺回新能源产业的制高点。
世界各国对新能源的重视已致如此，然而，在一些传统能源行业中，还有人习惯性地认为风电、太阳能发电不过是“锦上添花”，“花”无法成为“锦”，倘若不改变这样的旧思维，可再生能源发展的诸多障碍就无法解除。目前，我国能源消耗中，煤炭依然占据了很大的比例，而且我国是煤炭消耗量最大的国家，为环境和资源带来了巨大的负担。
未来可再生能源到底能否担当重任，在近年来日渐浩大的呼声中可再生能源的战略地位是补充能源还是替代能源未有明确定论，但一些国家的作法已经清晰地表明了自己的态度。瑞典对新能源行业规划目标为，到2020年时，新能源占整体能源的50％；丹麦2020年50％的电力将来自可再生能源；欧洲几个国家已经明确表示，到2050年，实现全部能源来自非化石燃料，即来自可再生能源。
所以，可再生能源成为未来主流能源的趋势已势不可当。
核心技术国产化是主要任务
中国已在哥本哈根会议上庄严承诺，到2020年，非化石燃料占一次能源比重达到15％。这是一个艰巨的任务。自日本福岛核电站事故后，核能不断遭受质疑，如果核能发展受到制约，在实现15％目标的过程中，风能，太阳能等可再生能源则要承担更多的任务。
来看这样一组数据：2011年全球去年全球新增风机4千多万千瓦，投资达到750亿美元，产值达到520亿欧元，解决了67万人的就业问题。从1996年开始，一直到2011年，全球风机装机的平均年增长率，不论是新增还是累计都接近30％。尤其是亚洲国家新兴市场装机迅猛增长，其中中国占了全球累计装机量的30％，中国2011年新增风机1763万千瓦，几乎占了全球新增装机的近一半。
在国内，主要的装机地点分布在内蒙、新疆、河北等风资源丰富的地区：而现在，如贵州、云南等曾被认为空气密度低、不具备风能开发价值的高原地区，也开始安装了高原风机。随着技术的不断完善，湖南、湖北等内陆低风速地区也已具备开发条件。中国的风电开发商，包括大唐、华能等在内的五大电力集团的装机容量已名列全球前15强。
风机技术来源于欧洲，欧洲的资源环境在某种程度不如中国复杂由于中国环境跨度大，低温、盐雾、高海拔、低风速等情况迫使国内在引进消化和吸收的基础上有了进一步创新。如低风速机型，4-5年前欧洲的1.5兆瓦机型，其最大风能叶片的直径只有77米，即能满足要求。而对于低风速地区来说，就需要增加风能直径，当然相应的研发难度也会呈几何增加。目前我国1.5兆瓦风能直径达到93米，满足了低风速地区的条件，产业链也基本形成，从叶片、齿轮箱、插电机到轴承控制系统都已基本上实现了国产化。
海上风电正理性发展
海上风能资源丰富，自然就成为风电发展的一大重点，同时对技术也提出了更高的要求。中国对海上风电的研究已经开始起步。第一个东海大桥海上风电厂在2011年建成并网发电，现在运行情况非常好。5兆瓦、10兆瓦的机型正在进行研究，已经进了小批量生产。随着中国制造业的崛起，包括技术性能与国际接轨，尤其是成本优势使得风电产业的出口形势乐观。
中国海上风电在正在理性发展：一方面，从2001年开始建立海上风电厂到现在。每年增长率超过50％；另一个方面，全球风机装机功率直线上升，6年前中国还只能生产600千瓦的风电机组，且百千瓦机组为主流机型，如今1.5兆瓦已经接近顶级，6兆瓦也慢慢成为主要的市场使用机型，且开发成本也已直线下降。据预测，2020年，全球风机装机量将达到4亿千瓦的规模。
截止2020年，中国风电领域将投资将达到1400亿美元。据预测，中国将于2014年接替欧洲成为最大的可再生能源投资市场，年投资额达到500亿美元。风电并网需产业链协调解决
在以风电行业为代表的新能源产业迅速发展的过程中，也要看到，虽然国内风电发展的速度快，但相对发展空间也有很大我国风电装机量为6千多万千瓦，居世界第一，但实际仅占我国总装机容量的6％，总发电量仅占3％。近年来，风电行业政策上的紧缩让产业的增长逐渐放缓，但是政府对风电等可再生能源的发展战略和支持态度并未改变，而且审批项目的进度也在加快。可再生能源协会与发改委能源所、国际能源署进行了中国风电发展路线研究，研究结果显示，到2020年、2030年、2050年，中国风电装机量分别可以达到2亿、4亿和10亿的规模，总发电量将占全国总电量的17％，将成为五大电源之一，成为有效的替代能源。
因此，可再生能源未来的发展具有极大发展空间，为保证这一战略性新兴产业健康发展。就需运用先进的信息技术手段解决一系列技术、市场和模式的瓶颈。如风电并网，项目开工受阻、不合理标准等。但其中最重要的问题要数风电并网难题。
风电并网是关乎风电发电的基础性问题。根据中国国家电力监管委员会的报告，风电厂所发电力的利用率不足50％。截止到2010年，国家电网已投入418亿元来支持风电并网发电。据统计，年接入电网的风电只占到中国生产的总电量的3.2％，尽管风电装机容量占到4.4％。在一些多风地区如东北，风电占到总电量的12％，但并网仍是阻碍清洁能源发挥更大作用的问题。仅在辽宁省，去年就有76万千瓦的风电被浪费掉，原因就是风电并网系统落后于风电装机容量。
一、我国水能关系问题提出的背景
国际背景。全球层面对水与能源关联问题的高度重视，2014 年3月22日“世界水日”，联合国了《世界水资源发展报告 2014――水与能源》报告，呼吁各国政府在制定能源发展政策时要考虑到水资源承载能力。国际能源署（IEA）提出，全球能源生产对水资源的需求增速是能源需求增速的两倍左右，2010年全球能源生产抽取水约5830亿立方米，约占世界15%的总取用水量，其中水消耗量（即抽取后未返回）为660亿立方米；到2035年水消耗量将提高85%，气候变化将进一步加剧水资源供应压力。目前全世界仍有近8亿人口无法获得清洁的水资源，13亿人口用不上电，为此，联合国大会将2005―2015年确定为“生命之水”国际行动十年，2014―2024年为能源可持续发展十年，凸显了水资源和能源对于可持续发展的重要意义。水资源和能源作为联系经济增长、提升社会公平性和环境的纽带，实现两者的协同发展对提高全球福利水平至关重要。
国内背景。随着工业化和城镇化的深入推动，我国能源需求较长时间内仍保持较快增长，近期仍将依赖传统的化石能源，能源需求增长拉动煤炭等化石能源产业快速发展，预计2020年我国火力发电装机和发电量分别约占总装机的60% 和总发电量的69%，这会进一步加剧水资源供应压力，导致能源开发与利用过程中面临的水资源约束凸显；同时，我国能源资源与水资源分布极为均衡，能源安全和水资源保障的矛盾十分突出，能源生产基地多处于缺水区域，水资源缺乏增加了经济和环境成本，新能源规模持续扩大也增加了水资源安全供应的潜在风险等问题。综合来看，我国水能关系面临较大挑战。
二、不同能源开发利用方式的水资源约束分析
（一）煤炭开发利用的水资源约束
煤电基地与水资源分布不协调，是我国水资源短缺的关键问题。煤炭资源与水资源呈逆向分布，煤炭资源丰富的地区，水资源匮乏。原煤生产量占全国90%以上的矿区均位于严重干旱缺水的西北、东北、山西、内蒙古以及豫西地区，国内71%的重点矿区缺水，其中40%严重缺水。近几年煤炭基地的快速发展及配套产业的兴起，矿区水资源供需矛盾更加突出。2010年，煤炭开采、燃煤发电这两个行业消耗980亿立方米，接近全国总淡水量的15%。目前，我国仍在煤炭资源丰富但水资源匮乏的地区发展水资源密集产业。煤化工属高耗水产业：直接液化1吨油耗水约7立方米，间接液化1吨油耗水约 12立方米，合成氨耗水约12.5立方米/吨，甲醇耗水约8立方米/吨。并且，煤化工项目排污量极大，如神华集团煤制油项目污水产量达到479万吨/年，每生产1吨液化油要产生污水4.79吨。
（二）非常规油气发展的水资源约束
与传统化石燃料相比，油砂、页岩气和水力压裂等非常规油气的开采用水量更大，页岩气开采采用的水压裂法对水资源的依赖性极大。页岩气开发也会导致水质污染，美国政府已开始立法监管页岩气开发对水资源的破坏问题。我国政府提出到2020年非化石能源占一次能源消费比重将达到15%左右，推动用较清洁的天然气替代煤炭。根据美国能源信息署（EIA）的数据，我国页岩气技术可采储量约31.6万亿立方米，约占全球储量的19%，大规模开发页岩气需要重视非常规油气开发的水资源约束，以及开发利用过程中可能产生的水资源污染问题，并做好相应的防范措施。
（三）生物质能源发展面临的水约束问题
与化石燃料相比，生产生物燃料的水资源需求量更大，需要充分的水资源保障。IEA的研究表明，甘蔗乙醇加工生产的耗水量和取水量都高达106―107升/吨油当量。我国《生物质能发展“十二五”规划》，提出到2015年生物质发电总装机容量达到13000兆瓦，生物质燃气达到30亿立方米/年，固体成型生物质燃料达到1000万吨/年，生物液体燃料达到500万吨/年。考虑到生物质能源发展会进一步加剧水和能源的相互依赖性，所以生物质能源的技术与区域选择需要平衡能源问题和水资源供应问题，降低政策实施的综合成本。
（四）核电发展面临的水资源约束
核电发展需要较大的耗水量，缺少冷却水已成为内陆核电厂发展的重要约束。2003―2009年夏季，欧美多个内陆核电厂因为缺少冷却水而出现了被迫停运的状况。日本福岛核事故后，我国核电建设一度陷入低潮，但在目前调结构、稳增长的大背景下，内陆核电又进入了新的发展期。地方和企业积极行动，目前已有多个省份提出要发展核电，31个厂址已完成初步可行性研究报告审查，规划提出到2020年，我国运行核电装机容量将达到5800万千瓦，在建3000万千瓦。结合国际事件，我国内陆核电的发展需要慎重考虑水资源供应问题。
（五）新能源发展面临的水资源约束
电力部门中除火力发电外，新再生能源技术也要消耗水资源。麦肯锡公司将我国各种发电技术的耗水指标进行对比，从全生命周期角度看，生物质发电技术是典型的高耗水发电技术（约耗水178立方米/千兆瓦时）；水电技术发电水耗约68立方米/千兆瓦时；风力发电技术其耗水量（0.3立方米/千兆瓦时）远低于燃煤和燃气电厂，是缺水地区首选的技术；太阳能热电站的水资源需求较大，其耗水量（3立方米/千兆瓦时）与燃煤电厂、核电接近。因此，在缺水地区进行新能源开发利用考虑相关技术的耗水问题非常关键。
三、当前我国水能关系面临的突出问题
（一）我国能源开局与水资源分布不匹配的矛盾日益突出
总体上我国能源开局与水资源分布不匹配，两者的矛盾日益突出。能源工业是我国可持续发展总体战略中的关键行业之一，我国水资源与能源生产现状，两者之间的矛盾日益突出。西北地区作为我国能源工业最大的基地，石油、天然气、煤炭产量几乎占全国一半左右，然而水资源匮乏已严重制约了西北地区能源工业发展。目前面临的水资源匮乏、利用效率低下等问题随着经济社会快速发展，将会导致水资源供需矛盾进一步加剧，水资源将成为制约该区域能源综合开发的瓶颈，进而影响到我国能源战略的顺利实施。
（二）未来能源需求的快速增长会进一步恶化水能关系
综合各家机构预测，未来中国中长期能源需求持续增长，水资源压力将持续增大。国际能源署（IEA）预测，与2010年相比，2035年中国能源生产的水消耗将增长83%，并且主要是煤炭的生产和消费，集中在干旱缺水的西部地区，这同时也会加剧城市水资源短缺。为满足快速增长的能源需求，加大煤电开发会加剧水资源紧张形势，同时导致环境污染和碳排放增长。根据世界资源研究所的数据，未来中国拟建的燃煤电厂有51%将建在水资源紧缺指数较高或极高的地区，拟建电厂每年耗水高达100亿立方米。如果《煤炭工业发展“十二五”规划》提出的14个煤炭基地建设目标得以实现，2020年仅采煤产业需水量将达到81.51亿立方米/年。煤炭基地规划与水资源现状存在尖锐矛盾，如果不按照水能关系及时作出调整，将会导致严重的用水安全、能源安全，影响到城市的正常运行。
（三）能源结构转型或对区域水资源供应产生较大影响
随着我国城市雾霾问题日益加重，加快推进煤炭替代就成为重要的治理措施之一。2013年我国了《大气污染防治行动计划》，提出的重点建议之一是采用煤制天然气等更为清洁的天然气取代煤炭，但“煤制气”在冷却、生产及净化过程中耗水量很大，每立方米煤制天然气需6―10 升水，20亿立方米/年的煤制天然气项目耗水量高达2500万吨/年。目前，我国已批准建设9座大型煤制气工厂，年产超过370亿立方米合成天然气，年耗水2亿吨。因此在努力控制东部地区大气污染的同时，可能会增加他地区的水资源压力，特别是缺水严重的西北地区。
（四）我国水资源供需矛盾突出，利用效率较低
随着工业化、城镇化深入发展，我国水资源需求将在较长一段时期内持续增长，用水需求呈刚性增长，水资源供需矛盾将更加尖锐，我国水资源面临的形势将更为严峻。目前，水资源短缺、水污染严重、水生态恶化等问题十分突出，已成为制约经济社会可持续发展的主要瓶颈。水资源供需矛盾突出，我国的人均水资源量为2100立方米，是世界平均水平的28%。全国年用水总量超过6000亿立方米，年平均缺水量500多亿立方米，三分之二的城市缺水，农村有近3亿人口饮水不安全。水资源利用与管理方式粗放，农田灌溉水有效利用系数仅为0.50，与世界先进水平0.7―0.8有较大差距；不少地方水资源过度开发，黄河流域开发利用程度已经达到76%，淮河流域也达到了53%，海河流域超过了100%，已经超过承载能力，引发一系列生态环境问题；水体污染严重，水功能区水质达标率仅为46%。2010年38.6%的河流劣于三类水，三分之二的湖泊富营养化。
四、优化水能关系的主要途径与政策建议
（一）制定水资源与能源发展综合规划
将能源与水资源发展进行整合，最大限度地发挥协同效益，最大限度减少负面影响，制定水资源与能源综合利用规划，提高资源利用效率。一是推动重点领域水能综合发展。在国家和地区层面全面评估水能关系，促进跨部门合作，在基础设施建设、农业、工业和城市发展等重点领域实现水资源与能源的协同发展。二是将水资源作为重要约束和前提条件作为能源项目布局和产业发展的重要考虑。优化能源产业布局，将区域水资源承载力作为能源项目布局的重要前提。传统能源开采炼化、新能源产业发展规划，要根据能源产业的动态变化和水资源的持续供应能力，进行科学的产业布局。主要能源基地实施严格的水资源管理制度，规划产能目标要进行科学性评估，根据水资源供应情况及时做出调整，确保我国能源与水资源的双重安全。
（二）重视新能源产业发展中的水资源约束问题
将用水作为重要约束条件纳入生物质能、页岩气、太阳能等新能源产业发展规划当中，积极开展产业发展用水需求评估，根据水资源供应和环境影响科学规划新能源基地的发展布局，确保实现新能源产业对传统能源的替代。从强化水资源保障角度提出我国新能源的发展目标与保障措施，优先选择水好小的新能源开发与利用技术，做好重点能源生产基地的优化布局工作，降低水资源供应压力，实现水能和谐。
（三）充分考虑水资源对生物质能源开发与利用的约束作用
针对我国发展生物能源的初步判断表明，能源作物种植和生物能源生产将进一步加剧我国水资源短缺压力，因此开发生物能源要因地制宜、量水而行，水资源紧缺地区不宜盲目进行能源作物种植及生物质加工生产。第一，选择水资源利用效率高的能源作物种类，以最小的水资源消耗获得最大的生物能源产出；第二，适度从紧发展燃料乙醇和生物柴油产业。坚持“不与农业争水，不与生态环境争水”的原则，根据水资源承载力，开展能源植物的区域化种植；第三，倡导利用有机废弃物生产生物能源，充分挖掘其生物质能潜力，力图规避能源作物种植环节，大幅度降低生物能源生产的水耗。
（四）积极研发能源开发与利用节水技术，提高用水效率
能源生产环节。通过技术进步和科技创新进一步降低能源开发与利用的水资源需求。一是对煤炭热电厂推广应用干燥冷却技术，使用闭环、干燥和混合冷却系统取代目前的水冷却系统以及水密集型系统，降低水资源消耗，降低火电利用环节水资源消耗。二是在煤炭生产行业尝试矿井水和再生水作为水源，不断提升能源生产中的节水技术和工艺水平，淘汰落后产能。积极发展海水、半咸水或废水等非常规水源的替代技术，以及废污水循环利用技术。
能源利用环节。一是将水资源可利用量、水环境容量作为国家产业发展、城市发展的刚性约束，推动我国经济社会发展方式的战略转型。二是通过城市规划和城市水资源综合管理提高水资源利用效率。推动发展城市水资源综合管理体系（IUWM），开展水源保护，使用多种水源，减少城市中水和能源消耗量，通过城市水管理系统设计大量减少城市家庭用水。三是在工业、商业、居民等领域推广使用高效节水技术，努力提高水资源利用效率。