电力“前哨战”剑指何处？

　　3月9日，中国电力企业联合会(以下简称中电联)发布了《电力工业“十二五”规划滚动研究报告》(以下简称《研究报告》)。作为国内最主要的电力企业联合组织，中电联本次发布的《研究报告》 以国家今年出台的电力发展相关政策法规、 国家能源、 水电等“十二五”规划征求意见稿为基础，能较为客观地反映我国“十二五”期间电力建设需求，对即将出台的行业整体规划具有“前哨战”作用。

　　未来电力需求预测

　　考虑经济结构转型需要较长周期，《研究报告》中对电力需求预测在“十二五”和“十三五”逐步调减：

　　“预计2015年全社会用电量将达到6.02万亿～6.61万亿千瓦时，‘十二五’期间年均增长7.5%～9.5%，推荐为6.4万亿千瓦时，年均增长8.8%;最大负荷达到9.66亿～10.64亿千瓦、‘十二五’期间年均增长7.9%～10.0%，推荐为10.26 亿千瓦，年均增长9.2%。”

　　“预计 2020 年全社会用电量将达到8万亿～8.81万亿千瓦时，‘十三五’期间年均增长4.6%～6.6%，推荐为8.4万亿千瓦时，年均增长5.6%;最大负荷达到13.03亿～14.32 亿千瓦，‘十三五’年均增速为4.9%～6.9%，推荐为13.66亿千瓦，年均增长5.9%。预计2030年全社会用电量将达到11.3万亿～12.67 万亿千瓦时，最大负荷达到18.54亿～20.82亿千瓦。”

　　“‘十二五’期间电力弹性系数为1 左右，‘十三五’为0.80，西部地区电力需求增速高于东部地区。”

　　我们对此理解有二：第一，经济结构调整不是一蹴而就，反映在电力需求也要经过一轮周期的调整;第二，最大负荷增速始终领先平均，我们在推敲装机缺口时、在特高压短期内难以实现跨区域输电的大背景下，还是应当充分考虑最大负荷增速和新审批装机地理位置差异，换句话说我们认为至少未来两年这个缺口将持续增大。

　　政府工作报告中总理提到电源建设当“安全高效发展核电，积极发展水电，加快页岩气勘查、开发攻关，提高新能源和可再生能源比重”，而从规划预测的角度，“十二五”主要由水电贡献增量，“十三五”核电、气电和太阳能将成为主要能源形式。

　　“‘十二五’规划目标：全国发电装机容量达到14.63亿千瓦左右。其中，水电3.01亿千瓦，抽水蓄能4100万千瓦，煤电9.28亿千瓦，核电4300万千瓦，气电4000万千瓦，风电1亿千瓦，太阳能发电500万千瓦，生物质能发电及其他500万千瓦。”

　　“非化石能源发电装机总规模将达到4.95亿千瓦，占总装机的比重为33.8%，比2010年提高6.9个百分点。非化石能源发电可替代化石能源5.2亿吨标煤，占一次能源消费的比重达到12.4%左右。”

　　“2020 年规划目标：全国发电装机容量达到19.35亿千瓦左右。其中，水电3.6亿千瓦，抽水蓄能6000万千瓦，煤电11.7亿千瓦，核电8000万千瓦，气电5000万千瓦，风电1.8亿千瓦，太阳能发电2500万千瓦，生物质、潮汐、地热等1000万千瓦。”

　　“非化石能源发电装机总规模将达到 7.15 亿千瓦，占总装机的比重为37.0%，比2015 年提8高3.1 个百分点。非化石能源发电可替代化石能源7.3 亿吨标煤左右，占一次能源消费的比重达到14.5%左右。”

　　与我们的判断相符，在发生日本福岛事件后对电源增长结构化调整主要体现在核电成为“十三五”主力，水电在2015 年前将迎来建设高峰，而太阳能受基数影响，主要贡献体现在“十三五”。

　　水电和气电发展研究

　　从增长弹性和贡献占比的角度主要研究水电规划目标和气电发展。与之前市场理解“十二五”水电将主要以大型电站开发为主不同，规划提出的目标是“大中小开发相结合”，我们认为这也是最符合国情和现状的。

　　继续加快开发、尽早开发完毕开发程度较高的长江上游、乌江、南盘江红水河、黄河中上游及其北干流、湘西、闽浙赣和东北等7个水电基地，重点布局开发金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江、怒江、黄河上游干流等6 个大型水电基地。重视境外水电资源开发利用，重点开发缅甸伊江上游水电基地。

　　到2015年，全国常规水电装机预计达到3.0亿千瓦左右，水电开发程度达到58%左右(按技术可开发容量计算，下同)，其中东部和中部水电基本开发完毕，西部水电开发程度在48%左右。

　　到2020年全国水电装机预计达到3.6亿千瓦左右，全国水电开发程度为69%，其中西部水电开发程度达到63%。抽水蓄能电站2015年规划装机4100万千瓦左右，2020年达到6000万千瓦左右。“十三五”期间投产容量增加较多的流域是大渡河与澜沧江上游。

　　需要指出的是，“十二五”和“十三五”水电发展将依照自上而下推动6大水电基地建设，自下而上发展中小水电的模式，审批趋于严格并依靠中央政府规划有力实现建设进度可预期和规范。气电发展主要依托气源的开发和管道建设，目前看受成本和技术问题仍定为在调峰功能，并未正式确立为供电主要方式。

　　适度发展天然气集中发电，天然气(包括煤层气等)发电要实行大中小相结合;结合引进国外管道天然气和液化天然气在受端地区规划建设大型燃气机组，主要解决核电、风电、水电季节性电能对电网的调峰压力。在气源地规划建设燃气机组解决当地用电问题。2015年和2020 年大型天然气发电规划容量分别为4000万千瓦和5000万千瓦。

　　大趋势下特高压技术瓶颈或限制进度

　　特高压是解决远距离送电的唯一方法，正是因为对此坚定相信，我们才在目前对技术、经济性和动机存在多方质疑的大背景下持续看好发展趋势。

　　中电联对“十二五”规划研究报告中专门讨论了特高压作为“坚强骨干网络”的作用和发展目标，据我们了解正式出台的电力“十二五”规划是否包含该部分仍存变数。

　　从这个角度，作为国家电网规划内容特高压若能顺利收入国家层面的“十二五”专题规划，当作为行业重大利好看待。而对于技术瓶颈的理解，应是基于发展大趋势下对新技术产业化周期的考量，我们对2015 年建成“三横三纵”交流存在一定保留，这是较市场预期而言显中性的。

　　“2015年华北、华东、华中特高压电网形成‘三纵三横’主网架，锡盟、蒙西、张北、陕北能源基地通过三个纵向特高压交流通道向华北、华东、华中地区送电，北部煤电、西南水电通过三个横向特高压交流通道向华北、华中和长三角特高压环网送电。”

　　“配合西南水电、西北、华北煤电和风电基地开发，建设锦屏—江苏、溪洛渡—浙江、哈密—河南、宁东—浙江、宝清—唐山、呼盟—山东、酒泉—湖南、锡盟—江苏、哈密—重庆、彬长—山东、蒙西—湖北、陇东—江西等直流输电工程。”

　　“‘十二五’期间，南方电网规划建设糯扎渡电站送电广东±800千伏特高压直流工程、溪洛渡电站送电广东同塔双回±500千伏直流工程和金沙江中游梨园、阿海电站送电广西直流工程。2015 年西电东送主网架在2010年‘五直八交’的基础上形成‘九直八交’送电通道，各省(区)形成坚强的500千伏骨干网架。配合海南核电，建设海南与广东联网二期工程，实现海南与南方主网500千伏双回路联网。加强与港澳特区联网，保障港澳电力可靠供应。”

　　配网发展周期依旧景气

　　“大部分城市形成220(或110)千伏双环网架，500(或330)千伏变电站深入城市负荷中心并形成500(或330)千伏环网结构，实现500/220(或330/110)千伏间电磁环网解环运行，中低压配电网络具备‘手拉手’环路供电或双电源供电。”

　　“初步建成220千伏电压等级为中心枢纽，110千伏(66/35千伏)电压等级为主网架的坚强农村配电网，县城中压配电网实现环网供电，电网整体供电能力、技术装备水平和可靠性进一步提高，满足农村地区经济社会发展和新农村建设用电需要。”

　　“城乡配电网容载比满足导则要求，推广小型化、无油化、绝缘化、少(免)维护、节能型、智能型设备，配电网智能化水平显著提高。”

　　以农村电网新建和城市电网改造为主体的配网建设成为2011年下游投资最大亮点，我们预计也将贯穿整个“十二五”，由于直接受惠于终端工业和居民用电质量提升，在国家力量主导下进度有望最符合预期。

　　电力工业投资规划和电价讨论

　　《研究报告》涉及投资的表述：“十二五”期间，全国电力工业投资达到6.1万亿元，比“十一五”增长88.3%，其中电源投资3.2万亿元、占全部投资的52%，电网投资2.9万亿元、占48%。“十三五”期间，全国电力工业投资达到7.1万亿元，比“十二五”增长16.4%，其中电源投资3.6万亿元、占全部投资的51%，电网投资3.5万亿元、占49%。

　　“十一五”电力总投资在3.2万亿元，我们拆分后电源投资在1.6万亿元，电网投资在1.6万亿元，若按照规划“十二五”分别同增100%和81.3%。考虑剔除 2011年电源投资3682亿元和电网3712亿元，未来4年电源和电网投资年平均为7079亿元和6322亿元，我们认为这个目标是难以达成的。

　　对于电价的讨论：“在考虑煤价上涨、弥补历史欠账和电力企业净资产收益率8%的条件下，2015 年合理的平均销售电价为728.7元/千千瓦时，比2010年上涨157.5元/ 千千瓦时，增长27.6%、年均增长5.0%;2020年销售电价为831.7 元/千千瓦时，比2015 年增加103.0 元/千千瓦时，增长14.1%、年均增长2.7%。”

　　对于电价调整时点我们在此不多做讨论，但上涨预期值得关注：2010和2011年电源投资下滑影响逐步体现在2012和2013年新增装机减少，缺口拉大必将引起新一轮电源建设周期启动，我们的观点是包括火电在内的或都将受益。

　　光伏、核电“冰火二重天”

　　光伏成本再降低

　　保利协鑫近期发布的年报中称，透露截至2011年底：公司多晶硅产能已达6.5万吨，成本为18.6美元/千克，硅片产能为8GW，硅片加工成本0.13美元/瓦，光伏电站投资回报率12%～15%。

　　在近日“黄河水电50兆瓦硅片换组件”项目招标中，英利以2.99元/瓦的报价低价中标。此前，英利也是以超低价5.18元/瓦中标宁夏中卫30MWp的并网光伏电站。

　　可见，经过2011年激烈的价格厮杀，太阳能企业在硅片、电池片、组件环节，从原材料、辅材用量和循环利用、设备升级、节省人工等多个方面都努力控制成本。目前，硅片加工成本在0.13～0.18美元/瓦;电池片加工成本约0.15～0.18美元/瓦;组件加工成本0.24～0.3美元/瓦;多晶硅原材料成本约0.15～0.18美元/瓦，组件成本控制在0.7～0.84美元/瓦。尤其是保利协鑫、英利、天合等龙头企业，过去一年成本下降幅度尤其明显。即使在目前约0.8～0.9美元/瓦的组件报价下，龙头企业的毛利润率仍能维持在10%～13%。随着成本的下降，2012年一季度多数企业已经回到盈亏平衡，较2011年三四季度明显好转。

　　在电站投资方面，国内部分地区光伏电站实际每瓦投资成本已达到10～12元(重点在于土地或屋顶是否免费)，千瓦时电成本已达0.8～0.9元，在部分地区已提前实现“十二五”规划的13元投资成本和0.8元的发电成本。

　　核电设备“阴转晴”

　　我们发现最近一系列的新闻事件都在预示着：在极端安全的前提下发展核电，国家或将着力于第三代核电站的设计和建设。

　　3月2日，在全国政协十一届五次会议新闻发布会上，新闻发言人赵启正就表示，“中国发展核电的政策是要在极端安全的前提下发展，并且要着力于第三代核电站的设计和建设。”

　　3月5日，国务院总理温家宝在政府工作报告中提出要优化能源结构，推动传统能源清洁高效利用，“安全高效发展核电”。列入政府工作报告成为核电“转暖”的标志性事件。

　　3月10日举行的“新能源和清洁能源”的记者会上，全国政协委员、国家核电技术公司董事长王炳华表示，去年福岛核事故发生后，中国政府对正在建设、运行的核电与核设施进行全面的安全检查，目前检查工作已经结束，“中国政府会在今年恢复核电站项目的审批。”

　　3月11日，福岛核事故一周年之际，国家核电重大专项委员会委员、中广核集团原安全总监濮继龙参加微博访谈时表示，福岛事故后中国是最早做出响应的国家，组织了全国核安全大检查，检查后的改进行动主要包括两方面：一是应对超强自然灾害能力的提升。二是事故后果缓解能力的补充，如移动电源、后备水源。

　　3月9日中电联发布《电力工业“十二五”规划滚动研究报告》指出2020年规划核电装机规模达到8000万千瓦，较其之前《电力工业“十二五”规划研究报告》预期减少1000万千瓦，主要是调减内陆核电，适量调减沿海核电，同时将电力发展方针中的“大力发展核电”调整为“安全高效发展核电”，规划2015年我国核电装机4294万千瓦，主要布局在沿海地区。

　　核电产业本周迎来强劲的转暖气流，重启新项目审批近在眼前，行业有望迎来盼望已久的市场估值提升。与此同时国际上挺核力量也出现强劲反弹：

　　南非财政部日前公布的2012年预算显示，南非已将发展核电列为国策，并为新的核电站项目建设专门拨款300亿兰特(约合395.5亿美元)，争取在2029年将南非的核电装机增至960万千瓦。南非能源部长皮特斯强调，300亿兰特并非最终数字，未来政府将为核电投入更多资金，“这只是一个开始”。南非发展核电的最大原因包括用电需求激增和减排压力不断上升。

　　3月1日墨西哥发布2026年能源目标，届时核能与风能的发电量将占全国总电量的23%。墨西哥发展核电的原因是不愿过多依赖天然气，它希望国内35%的电力供应来自非化石燃料，目前这个比例是20%。然而，水电、生物能和太阳能的增长仅能满足电力需求的增长，核能和风能是实现上述目标的惟一选择。

　　目前三种不同的方案已出炉，这两种获认可的低碳技术发电量将占到电力供应量的23%。新能源战略文件提及了去年的福岛事故，并强调墨西哥将参与到国际论坛中，以确保核安全的持续提升。该文件指出，核能“仍是满足能源需求增长的可行选择”。由于其外部成本低，对公共健康和环境损害最小，它是发电的“最佳选择之一”。

　　3月12日印度总统普拉蒂巴??帕蒂尔在国会宣示了拥护核电的决心，她在演讲中说道，2017年3月前，全印核电装机容量将自目前的4780百万瓦倍增至1.008万百万瓦。核能发电占全印目前电力供应的3%;印度政府计划2030年核电占比将达13%、2050年达25%。同时印度开始积极向发展中国家推销其小型(220～540MW)核电站。

　　此外，在核电方面，我们发现中电投核电资产上市提速，2012年或现核电企业上市潮。

　　从去年开始，几大核电公司就已经在筹划核电资产上市，而走在最前方的是中电投。上海电力去年7月发布公告拟非公开发行A股股票募集资金不超过95亿元，发行对象包括中电投等。其中，中电投拟以不少于25亿元的现金认购本次发行的股票，而募集资金将首先用于收购中电投持有的禾曦能投的全部股权。公告显示禾曦能投是由中电投与上海电力共同出资成立，拥有中电投迄今所拥有的全部已投产的核电资产，包括江苏核电30%、秦山三期20%和秦山二期6%股权。

　　国家核电日前也在其首份社会责任报告中透露，国家核电将在“十二五”期间力争实现整体上市。国资委去年曾表示，分三年解决国家核电的资本金问题，计划从目前的40亿元提高到100亿元。依靠产业资本创造价值的同时，在确保安全的前提下依靠金融资本创造价值。在做好上述准备工作之后，国家核电将力争尽早进入整体上市前的培育期，争取在2012年整体上市。

　　根据内部了解，中核集团和中广核集团也已启动上市准备工作，至此国内三大核电运营商和国核科技都已进入上市快车道，对于核电产业链的发展壮大具有巨大的积极意义。我们看好未来十年中国核电产业，而核电新项目正式重启审批成为咫尺之遥的催化剂，强烈建议投资者配置相关优质标的，推荐交货时间为建设后期的核岛主设备、泵阀类、汽机及发电机、仪控系统制造商，巨大隐含业绩将于2012年以后兑现，以及核电耗材供应商，推荐燃料制造和乏燃料处理相关公司。

　　电价上涨呼声再起

　　中电联在最新《电力工业“十二五”规划滚动研究报告》中指出，在考虑煤价上涨、弥补历史欠账和电力企业净资产收益率8%的条件下，2015年合理的平均销售电价应在728.7元/千千瓦时，较2010年上涨27.6%、年均增长5%;2020年销售电价应达到831.7元/千千瓦时，较2015年增长14.1%、年均增长2.7%。

　　电价问题一直是举国关注的重大问题，尽管中电联等众多机构都有电价太低的研究结论，我们认为发改委仍然将十分谨慎地致力于电价稳定。而我们尤其关心中电联报告的研究前提——考虑煤价上涨、弥补历史欠账和电力企业净资产收益率8%的条件，这些都是火电厂盈亏的最关切所在，而实际情况也正是如此，占据发电主要结构的火电厂必须同时面对煤价上涨、连年亏损及股东要求回报的三重压力，我们认为这将给火电厂带来巨大的节能减排动力，“加强煤电机组节能减排技术的研发投入和开发力度，并采用先进的大容量、高效、节能、环保的发电设备”，以帮助降低火电运营成本。

　　从年初截至3月26日，电力设备板块整体涨幅为8.72%，高于沪深300的7.08%。从子行业看，一次设备涨幅为11.66%，其中一次中低压和电线电缆涨幅分别达到15.45%和13.01%;二次设备涨幅为6.49%，跑输大盘;发电设备涨幅与大盘持平;电力电子设备涨幅1.93%，大幅跑输大盘;电机板块涨幅20.58%，领跑电力设备子板块。

　　一次设备跑赢大盘的原因是：业绩“拐点”的判断正在逐步实现，同时配网投资快速增长之后在年报业绩上不断体现，导致中低压一次设备涨幅尤为可观。

　　二次设备跑输大盘的原因是：虽然智能电网景气依旧，由于是“十二五”开局的原因，相关领域投资基本符合预期甚至是低于预期，在大盘震荡过程中，二次设备主要面临风险的是估值的下探。

　　发电设备与大盘基本持平，主要原因是核电经历了2011年暂停后，2012年在安全发展的前提下，总体规模可能缩小;光伏受到欧洲补贴大幅下调、美国“双反”正式裁决，虽然国内市场已经开启，但难挡短期供需失衡的局面;国内风电规划基本终结了需求高增长的预期，供需同时严重失衡，虽然海上风电发展迅速，但总需求影响不大;传统发电设备受到火电投资继续减少，景气下滑。电力电子设备的下游客户受到较为紧张的资金与财务情况，需求下滑而且尚未有明确的转好信号。

　　电机板块受到高效节能电机的刺激，走出一波超预期的行情。

　　电网投资整体乏力

　　根据中电联统计，2011年电网投资为3682亿元，同比增长7.98%。其中，国网2011年完成电网投资3019亿元，同比增长13.7%，略超年初预定的目标(2925亿元);南网2011年完成电网投资663亿元，同比减少20%，低于年初预期的目标(741亿元)。

　　从两网在2012年年初制定本年度电网投资规划看，国网目标是3097亿元，同比增长2.6%;南网目标是656亿元，同比减少1%;两网合计电网投资3753亿元，同比增长1.9%。

　　从2012年1～2月电网投资共完成229亿元，同比增长7%，没有出现很大的惊喜。

　　因此，整体上看，电网投资告别高增长阶段。但电网投资内部的分化进程将延续，即特高压与配电网获得极大的投资倾斜，而主干网投资将减缓;同时，整个环节的智能化投资进程将加快。

　　智能电网：智能变电站加速、配网自动化广泛试点。

　　从政策层面看，智能电网写入2012年政府工作报告：2012年我国要加强用能管理，发展智能电网和分布式能源，实施节能发电调度、合同能源管理、政府节能采购等行之有效的管理方式。我们认为，发展智能电网写入政府工作报告，表明智能电网的建设得到了政府的认可。

　　从国网智能电网建设规划看，2011年进入大规模建设阶段，但2011年受到相关领域技术标准不完善等原因，建设进度较慢。因此2012年随着标准的完成，造价的降低，建设进度将加快。

　　配电网：景气依旧，年报数据报喜。

　　“十二五”期间，配网建设成为国家电网和南方电网的重要投资方向。国家电网公开表示“十二五”用于配电网投资规模达到7500亿元，而南方电网“十二五”配电网投资达到2500亿元，合计10000亿元，占“十二五”期间电网总投资的50%。

　　2011年中低压一次设备企业明显受益，配电开关、环网柜、箱式变电站等企业业绩明显好于2010年，显示新一轮农网投资落实对相关企业业绩的巨大推动力。

　　我们认为有两方面情况值得注意：一是农网改造投资未来的增速不能保持2011年的幅度(2010年基数低);二是新进入者加剧了竞争，龙头企业能否突破区域限制，全国营销网络的扩张对盈利增速的维持至关重要。

　　特高压：谨慎但乐观

　　2011年3月，建设特高压电网被列入《“十二五”规划纲要》，但2011年特高压交流项目建设进度严重低于预期，全年仅投运晋东南—荆门扩建线路，开工淮南—上海特高压交流线路。

　　国家电网已将特高压电网“十二五”规划上报至国家能源局，为其制定国家级的电网“十二五”专项规划提供参考。如果方案获得通过，特高压建设将迎来快速发展。

　　2012年3月，淮南—上海线路招标结果出炉。特高压GIS共33间隔：其中平高电气中标两个站共14间隔GIS，市场份额达42.4%;中国西电中标9个间隔GIS，占比达27.2%，新东北电气10间隔。

　　特高压变压器共25台，其中西电中标11台，占比44%;电抗器共25台，西电中标14台，占比58%。我们认为，特高压交流线路的招标对平高电气业绩带来显著改善，同时中国西电的市场份额提升，将增厚其业绩。

　　根据国网在年初工作会议上的表示，2012年将完成“四交三直”七条特高压线路核准开工计划，即锡盟—南京、淮南—上海、蒙西—长沙、雅安—皖南特高压交流工程，哈密—郑州、溪洛渡—浙西、哈密西—重庆特高压直流工程。其中锡盟—南京、哈密—郑州、溪洛渡—浙西工程已获得国家能源局开展前期工作的路条，但目前没有获得核准。

　　我们认为目前特高压交流线路仍然受到较大的行政阻力，但去年晋东南—荆门扩建线路建成后阻力减小，国网今年推广特高压交流线路的态度积极，特高压交流大规模建设进程将愈行愈近。

　　电源：水电建设拐点

　　清洁能源占比进一步提升。截至2011年底，包括水电、核电、风电、太阳能及生物质等主要清洁能源发电装机容量达到2.9亿千瓦，占电力总装机容量的比重达27.5%，同比增长0.9个百分点。其中常规水电装机容量达2.3亿千瓦、核电装机容量达1257万千瓦、风电并网装机容量4505万千瓦，占电力总装机容量的比重分别为21.8%、1.19%和4.27%。

　　2011年新增电源投资3563亿元，同比减少1.63%;其中风电、火电投资分别减少6.96%和19.6%，水电、核电投资增幅分别为18.8%和17.6%。从2012年1～2月电源投资看，水电新增投资同比增长91.76%，预示着水电建设加快;核电投资同比增长14.13%，在核电未重启之前，投资增速仍较低;火电景气度进一步下滑，前两个月投资同比下降35.25%。

　　水电建设拐点到来。

　　我国“十二五”电力工业发展规划中对水电开发的表述仍然是“优先开发水电”，主要目的是为了转变能源结构，使2020年非化石能源占一次能源比重达到15%，其中水电要贡献9%～10%。

　　按照中电联发布《电力工业“十二五”规划滚动研究综述报告》，到2015年常规水电装机3.01亿千瓦，抽水蓄能装机4100万千瓦;到2020年常规水电装机3.6亿千瓦，抽水蓄能装机6000万千瓦。因此，2011～2020年常规水电+抽水蓄能装机容量要达到4.2亿千瓦。

　　2011年水电装机达到2.3亿千瓦(其中2011年新增常规水电装机1225万千瓦)，2012～2015年要新增水电装机1.14亿千瓦，2016～2020年要新增水电装机7800万千瓦。但考虑到水电项目建设期一般为4～6年，“十三五”投产的水电项目需要在“十二五”开工。

　　特别值得一提的是，2012年3月份，国家发改委核准了大渡河、金沙江流域5个大中型水电项目，这也正预示着水电审批的加速。

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