主题：【原创】2020年的长江电力（一） -- 采菊

2020年的长江电力

一、对水电站的基本认识

1、我国能源资源的特点：我国能源资源具有总量多、人均量少和区域分布不平衡三大特点：

一是水能、煤炭资源较丰富，油气贫乏。我国的水能资源总量和经济可开发量均居世界第一，煤炭远景储量和可开采储量均居世界第二。石油和天然气资源比较贫乏，分列世界第10位和第22位。这一特点决定了我国今后的电源结构仍将以煤电和水电为主。

二是人均能源资源相对贫乏，仅为世界平均水平的40%。为了保障电力能源的持续供应，促进我国经济健康发展，必须提高能源使用效率，推广应用节能技术。

三是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。我国2/3以上的经济可开发水能资源分布在四川、西藏、云南，煤炭资源2/3以上分布在山西、陕西和内蒙古。东部地区经济发达，能源消费量大，能源资源却十分匮乏。西部能源基地与东部负荷中心距离在500～2000公里左右。建立长距离、大容量的输电系统成为必然。

2、水能资源的开发形势：我国经济进入快速发展的新阶段，电力需求高速增长，单位能耗反弹，能源供给无法长期维持经济快速增长的需要，环境污染严重和代价过大。为此，国家强化了节能减排政策，鼓励大力发展水电，优先安排水电上网，水能资源得到了空前的重视，开发速度大大加快。

一是鉴于能源价格持续走高和电力需求快速增长，经济可开发总量占技术可开发总量的比重大幅度提高，全国主要水电基地的规划容量大幅度增加，并得到了国务院和国家有关主管部委的批准。

二是国家主管部门全面调整了水能资源的开发顺序，过去是先干流后支流，先下游后上游，现在变成了统一规划、齐头并进。

三是国内主要水电基地的开发权被迅速瓜分，水能资源争夺激烈，开发主体的积极性空前高涨，大批水电项目的前期工作在快速推进，基本具备开工条件的项目取得了移民、税收、信贷的大力支持。

四是在这新一轮的水能资源开发热潮中，各级政府和开发主体更加重视生态环保和民生发展，相关投入大幅度增加。

3、水能资源的开发特点：水能资源开发是一项涉及防洪、发电、航运、环保、民生等方面的综合工程，开发的商业价值主要体现在水力发电上，开发的社会责任和社会效益体主要体现在防洪、航运、环保和民生等方面。水能资源开发的主要特点是：

建设周期长：由于大量采用新的施工组织、技术和工艺，施工机械化程度大幅度提高，以及信息化手段的普遍应用，目前水电建设周期与二十年前相比，缩短了三分之一以上，但仍比其它类型的电源点建设周期长。

造价高：大型火电项目每千瓦单位造价是3500---5500元。三峡水电站的每千瓦单位造价达近10000元，未来金沙江下游水电站的决算造价预计在7000元以上。造价高的主要原因是：建设期间的财务费用高，物价上涨对造价也有显著的影响。

利益诉求复杂：水电站的建设涉及到国家、地方政府、投资主体、库区移民、电网公司和受电省份，以及交通运输、文物考古、生态环保、旅游服务等行业，需要众多的政府管理部门共同参与复杂和长期的协调沟通，解决各种实际问题、矛盾和冲突。

4、水力发电站的运行特点：水力发电站的运行具有水资源转化率高、来水不均衡和年差异较大、汛期防洪和干旱期补水任务重、上网电价低的特点。

水力发电站利用水头的势能转化为水轮机动能，再将动能转化为发电机电能，大型水电机组的总体转化率达到80%----95%，远高于大型火电机组35%----45%的水平。

河流天然来水量的分布在一年中有很大的不均衡性，汛期时间一般为6—9月，但流量占年流径量的60%--80%。在不同年份也表现出差异性，每数年内有一次小洪水年和一次小枯水年，每数十年内有一次大洪水年和一次大枯水年，每百年内有一次特大洪水年和一次特大枯水年。在同一水系或流域中，支流、上游与干流、下游相比，不均衡性和差异性更大。

大型水电站汛期防洪任务第一，发电、航运等退居其次，汛前削库，运行水位降到防洪水位，拦蓄上游洪水，汛末蓄水恢复至正常运行水位。在下游出现旱情和枯水期，水电站水库要兼农业和航运用水、人民生活用水，利用调节库容为下游补水。

由于长期以来没有考虑生态环境的治理成本、水资源税征收有限和库区移民补偿标准较低，水力发电公司在诸多电力提供商中，发电成本最低，在目前的计划体制下，水电上网电价也低于其它类型电源点上网价格。今后水电的总体发展趋势是：电价上涨，成本增加，收入（收益）快于成本增长。

5、改善来水不均衡的主要办法是全流域的整体开发，充分利用水能资源，在各梯级水电站形成调节库容，将汛期来水搬到枯期向下游补水。改善来水不确定的主要办法是全流域保持水土稳定、增加森林植被覆盖率，稳定生态环境。

在很长一段时间内，国家和开发主体注重防洪、航运和发电效益，忽视移民、环保等问题，使得相当一批水电站在运行期间出现了比较严重的民生矛盾和水土流失，在国内出现了反坝呼声，一度发展到利益群体之间脱离客观事实和偏离问题本质的尖锐对立。正本朔源，水能资源的开发利用应立足于以下基本原则：

中国的能源结构决定了水能资源必须被大力开发利用；核心是河流流域在自然状态和开发状态下生态环境的保护问题；在火电严重的环境污染与水电对生态产生现实和潜在问题之间，两害相权取其轻；借鉴历史经验和教训，在今后水能资源开发中，大幅度增加用于民生发展和生态环保的投入，将生态环保纳入产业发展轨道，实行市场化运做。

【原创】2020年的长江电力（二）

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【原创】2020年的长江电力（三）

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【原创】2020年的长江电力（四）

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【原创】2020年的长江电力（五）

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【原创】2020年的长江电力（六）

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【原创】2020年的长江电力（七）

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二、长江电力的研究方法：

研究长江电力，应立足于三峡总公司的发展问题，理清思路：

1、取得长江中上游干流和金沙江下游水能资源开发权后，如何完成开发工作？如何进一步取得更多的水能资源开发权并持续开发？在电力行业进一步改革和重组的大形势下，如何扩大电力资产规模和市场占有率, 追求竞争有利和经济效益？

2、目前制约三峡总公司快速发展的最大问题是资金严重不足。在电力企业兼并重组、新一轮水电建设高潮和长期高通涨的大形势下，只有尽快完成发电资产整体上市，借助资本市场的资金力量，比较彻底地解决资金瓶颈问题。整体上市融资额度应不低于1000亿元，才能满足金沙江上游4个梯级、川江重庆段3个梯级水电开发、收购能源公司股份和偿还三峡水电站巨额债务的资金需要。

3、根据三峡总公司的战略发展规划，以2020年为投资评估时点，重点分析：长江中上游流域整体开发进度、梯级联合调度条件下年发电量增加和电价边际变化对赢利能力影响。

三、长江中上游流域水能资源和开发主体：

金沙江指青海省玉树县境巴塘河口至四川省宜宾岷江口,长2308公里，上接通天河，下接长江，位于我国第一至第二阶梯的过渡地段，水能资源丰富，金沙江流域的干流和支流可开发的水能资源达11964万千瓦，其中最大支流亚砻江水系可开发的水能资源达3360万千瓦，是我国规划的具有重要战略地位的最大水电基地。

根据国务院批准的《长江流域综合利用规划简要报告》，金沙江中下游规划兴建梯级电站12座，装机总容量为5858万千瓦，年发电量为2632亿千瓦时。2000年，国家发改委正式授权中国三峡总公司先期开发金沙江下游河段的乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝4座电站，规划装机总容量为3800万千瓦，年发电量为1744亿千瓦时。2004年国务院批准了《金沙江中游水电开发规划》，2005年国家发改委授权云南金沙江中游水电站开发有限公司（多家发电集团出资）开发金沙江中游水能资源，规划方案为一库八级，总装机2058万千瓦，年发电量883亿千瓦时。2006年，华电集团与四川和西藏政府签定开发金沙江上游水能资源协议，规划8个梯级电站，总装机898万千瓦，2007年《金沙江上游水电开发规划》送交国务院审批通过。

雅砻江江口位于长江电力开发的金沙江4座电站上游，雅砻江水系由二滩水电开发有限公司（大股东为国开投和川投，各48%）获国家发改委批准全面负责开发，规划开发21座、11级电站，总装机容量约为3000万千瓦，目前已经开发了4座。二滩公司计划2015年开发1470万千瓦，2025年前完成开发。

长江指宜宾岷江口至长江入海口,约2800余公里，上接金沙江。宜宾以下至宜昌之间长1030公里，习惯上称川江，沿途河床平缓，接纳沱江、嘉陵江和乌江等众多支流，水量大增，在奉节白帝城开始穿行于第二阶梯至第三阶梯的过渡地段，三峡水电站和葛洲坝水电站就在此地区。川江干支流可开发的水能资源达10281万千瓦，主要集中在川江支流上，其中大渡河水系（岷江的最大支流）可开发的水能资源3524万千瓦，主要由国电发电集团组织开发，干流规划优化为：22级2340万千瓦，计划2020年完成1500万千瓦的开发。乌江水系可开发的水能资源1400万千瓦，主要由华电发电集团组织开发，计划2020年完成1375万千瓦。嘉陵江水系可开发的水能资源1115万千瓦，华能发电集团在积极开发。川江支流的岷江水系（不包括大渡河），沱江水系、嘉陵江水系、乌江水系、赤水河等，这些水系的水利资源开发普遍比较早，开发程度相对较高，年径流量大但水利资源相对较小。

三峡总公司负责开发的水电站进展情况：

1）、金沙江下游：

溪落渡、向家坝电站1860万千瓦/年发电量872.5亿千瓦时，已分别在2005年和2006年开工，计划于2015年完成开发；

乌东德、白鹤滩电站2175万千瓦/年发电量963.6亿千瓦时，计划于2008--2009年开工，预计于2020年完成开发；

2）、长江重庆段：

2006年8月，三峡总公司中标并与重庆市政府正式签署协议，明确由三峡总公司牵头开展长江重庆段流域开发的前期工作，自上而下规划三级水电站：石硼、朱杨溪、小南海，规划总库容81亿立方米，总装机容量503万千瓦，其中：

石硼水电站：规划的总库容30.8亿立方米、装机容量213万千瓦，预计2020年前竣工。

朱杨溪水电站：位于重庆下辖江津市朱杨溪处长江干流河道上，该项目以防洪为主，设计建设装机容量300万千瓦（原规划库容28亿立方米，190万千瓦），2008年完成项目前期工作和立项工作，2009年开工建设，2016年完工。

小南海水电站：位于重庆江津市络璜镇川江干流河道上，.设计建设装机容量175万千瓦（原规划库容22.2亿立方米，建设装机容量100万千瓦），计划在2007年后动工兴建，工期为6年，将在2013年建成。

综上情况可以断定：长江中上游（宜昌到宜宾）干流和金沙江下游干流的水能资源开发权已经归属了长江电力。总计可开发的水能资源约为7050万千瓦，其中金沙江下游4035万千瓦，川江干流（含葛洲坝、山峡）3015万千瓦。

四、2020年长江中上游干流和支流形成的调节库容

上图未包括川江干流重庆段水电站项目和其他未知项目。

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• 【原创】2020年的长江电力（一）

1、2005年以前长江流域分水系(河段)水能资源的开发情况（汇总表）

水系 ( 河段 ) 理论蕴藏量 技术可开发量 经济可开发量 已、正开发量

年电量 亿 kW·h 平均 功率 MW 占全 流域 % 电站数量 装机容量 年发电量 电站数量 装机容量 年发电量 电站数量 装机容量 年发电量

MW 占全流域% 亿 kW·h 占全流域% MW 占全流域% 亿 kW·h 占全流域% MW 占全流域% 亿 kW·h 占全流域 %

全流域 24335.98 277808.0 100.00 5748 256272.9 100.00 11878.99 100.00 4968 228318.7 100.00 10498.34 100.00 2441 69727.1 100.00 2924.96 100.00

1、干流 8024.83 91607.6 32.98 34 106890.3 41.71 5005.26 42.14 17 91815.0 40.21 4286.50 40.83 2 25115.0 36.02 1058.00 36.17

2、支流 16311.15 186200.3 67.02 5714 149382.6 58.29 6873.73 57.86 4951 136503.7 59.79 6211.84 59.17 2439 44612.1 63.98 1866.96 63.83

一、江源至宜宾段 10601.61 121022.9 43.56 831 119647.5 46.69 5926.78 49.89 757 102982.4 45.10 5130.57 48.87 269 4685.8 6.72 271.24 9.27

1、干流(金沙江) 5090.55 58111.3 20.92 29 76745.3 29.95 3648.26 30.71 14 64800.0 28.38 3116.50 29.69

2、支流 5511.06 62911.6 22.65 802 42902.2 16.74 2278.52 19.18 743 38182.4 16.72 2014.07 19.18 269 4685.8 6.72 271.24 9.27

①雅砻江水系 3363.47 38395.8 13.82 317 34660.8 13.52 1842.42 15.51 284 30602.9 13.40 1615.00 15.38 74 3642.8 5.22 216.75 7.41

②牛栏江、横江水系 387.14 4419.4 1.59 63 2294.2 0.90 105.00 0.88 63 2294.2 1.00 105.00 1.00 20 203.1 0.29 10.68 0.37

③中小支流 1760.44 20096.4 7.23 422 5947.3 2.32 331.11 2.79 396 5285.3 2.31 294.07 2.80 175 839.9 1.20 43.81 1.50

二、宜宾至宜昌河段 9885.29 112845.8 40.62 2323 102812.6 40.12 4750.52 39.99 2060 93780.0 41.07 4251.25 40.49 1000 46880.7 67.23 2023.86 69.19

1、干流 2172.95 24805.3 8.93 5 30145.0 11.76 1357.00 11.42 3 27015.0 11.83 1170.00 11.14 2 25115.0 36.02 1058.00 36.17

2、支流 7712.35 88040.5 31.69 2318 72667.6 28.36 3393.52 28.57 2057 66765.0 29.24 3081.25 29.35 998 21765.7 31.22 965.86 33.02

①岷沱江水系干流及中小支流 1407.58 16068.2 5.78 390 8418.3 3.28 465.96 3.92 377 6300.9 2.76 345.82 3.29 197 3343.7 4.80 183.90 6.29

②大渡河水系(含青衣江) 3486.00 39794.5 14.32 630 35236.7 13.75 1736.12 14.62 520 32258.2 14.13 1581.08 15.06 247 6796.1 9.75 342.15 11.70

③赤水河水系 129.25 1475.5 0.53 76 1173.6 0.46 53.44 0.45 76 1173.6 0.51 53.44 0.51 23 84.8 0.12 3.72 0.13

④嘉陵江水系 1413.56 16136.6 5.81 397 11150.6 4.35 485.95 4.09 368 10840.6 4.75 471.19 4.49 140 2745.5 3.94 128.63 4.40

⑤乌江水系 895.76 10225.6 3.68 312 13994.1 5.46 539.28 4.54 259 13747.6 6.02 528.35 5.03 124 7555.3 10.84 254.07 8.69

⑥中小支流 380.20 4340.2 1.56 513 2694.4 1.05 112.77 0.95 457 2444.2 1.07 101.38 0.97 267 1240.3 1.78 53.39 1.83

三、宜昌至江口段 3849.08 43939.2 15.82 2594 33812.8 13.19 1201.69 10.12 2151 31556.3 13.82 1116.53 10.64 1172 18160.6 26.05 629.86 21.53

1、干流 761.33 8691.0 3.13

2、支流 3087.75 35248.2 12.69 2594 33812.8 13.19 1201.69 10.12 2151 31556.3 13.82 1116.53 10.64 1172 18160.6 26.05 629.86 21.53

注：表中“1.干流（金沙江）”拦的“已、正开发量”为空缺，为向家坝、落溪镀工程未开工数据。随着国际能源价格的持续走高，更多的技术可开发总量将转变为经济可开发总量。

2、2020年的开发进度分析：

根据目前长江中上游已经建成、正在建设和开发规划，2020年前在现有基础上长江中上游还将集中开发建设完工的主要水利枢纽有：

1）、金沙江干流下游：

溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩，完成开发的总装机容量达4035万千瓦。

2）、金沙江干流中上游：

虎跳峡、两家人、金安桥、鲁地拉、观音岩等，完成开发的总装机容量达500-1000万千瓦。

金沙江支流雅砻江下游干流：锦屏一级、二级，官地、桐子林等2270万千瓦。

在金沙江流域开发中最重要的枢纽水电站是：虎跳峡水电站可行性方案的选比和建设。

以上总计完成开发的总装机容量达2770万千瓦以上。

3）、川江干流：

葛洲坝、三峡（不含地下电站）、石硼、朱杨溪、小南海等，完成开发的总装机容量约2780万千瓦。

4）、川江支流：

乌江水系：构皮滩、彭水、思林、洪家渡、三板溪等，完成该水系经济可开发量1375万千瓦；

大渡河水系（为岷江支流）：瀑布沟、龙头石等，完成该水系经济可开发量1581万千瓦；

岷江水系和沱江水系（不含大渡河）基本该水系完成经济开发量630万千瓦；

嘉陵江水系基本该水系完成经济可开发量1084万千瓦；

赤水河等中小水系，完成该水系经济可开发量363万千瓦。

以上水系总计完成开发的总装机容量达5033万千瓦。

2020年上述水能资源完成开发后，将出现大批具有调节库容的水利枢纽，主要包括：

1、金沙江中上游干流及其支流形成调节库容200亿立方米以上，其中雅砻江下游的两河口、錦屏一級、二滩三大水库的总调节库容就达到了158亿立方米，占金沙江流域全部年流径量近40%的整个雅砻江流域将实现全年调节。而虎跳峡（高坝方案）、金安桥、观音岩等多级水电站竣工，使金沙江中上游的总调节库容将达到500亿立方米。

2、金沙江下游乌东德、白鹤滩、落溪渡和向家坝四大电站形成调节库容204亿立方米。

3、川江支流的众多水系预计形成调节库容约200亿立方米，其中重庆以上川江段支流约120亿立方米，嘉陵江和三峡库区约80亿立方米。

4、长江中上游干流5个梯级形成调节库容300亿立方米，其中三峡为165亿立方米，川江干流约为135亿立方米。

以上合计总调节库容为1204亿立方米。

五、梯级枢纽水力发电联合调度的效益分析

2020年长江电力拥有葛洲坝、山峡、石硼、朱杨溪、小南海、向家坝、落溪渡、白鹤滩、乌东德9座水电站，单库设计总装机容量6814.5万千瓦（不含三峡地下电站），单库设计年总发电量3190.2亿千瓦时。在长江中上游干流支流和金沙江流域水利枢纽群联合调度的情况下，长江电力发电的经济效益包括两个方面：单库设计发电效益和联合调度发电效益。以下重点分析联合调度发电效益：

1、调节库容效益

2020年，葛洲坝以上的长江中上游的水电站将形成巨大的调节库容群，这就意味着汛期的相当一部分汛期弃水搬到了非汛期发电，将大大提高非汛期水电站的出力，极大地提高了水利资源的利用效率和经济效益。同时，由于形成的调节库容总量可观，各梯级水电站的防洪水位可以适当提高，这将进一步增加汛期出力。

上游大量调节库容的出现是长江电力今后最大的收益点。

2、水头效益

下游水电站运行水位和上游水电站尾水水位相连，为下游水电站发电不受影响而上游水电站增加水头、增加出力提供了可能。2020年，长江电力所属水电站将至少形成三个联合调度群，即葛洲坝----三峡两库联合调度、小南海----朱杨溪----石硼三库联合调度、向家坝----落溪峡----白鹤滩----乌东德四库联合调度。前者利用葛洲坝电站的反调节作用，可以提高三峡电站的发电效益，在葛洲坝电站实际水头大于设计水头且又不必牺牲自身发电效益的前提下，适当控制葛洲坝库前水位偏低运行，以降低三峡电站尾水位，增加三峡电站发电水头，提高了三峡电站机组出力。后两者利用下一级电站水位下降，逐级降低上一级水电站尾水位，提高上一级电站的发电效益。

3、水量效益

充分利用梯调水文、气象预报技术优势，提前3～5天较为准确地预报出坝址洪水，适当提前降低枢纽控制水位、增加调节库容，可以有效拦蓄流域小洪水、减少水资源损失、增加梯级电站发电量。

梯级枢纽水电联合调度所带来的经济效益可观。葛洲坝----三峡初期运行（2006年以前）实行联合调度，仅“水头效益”、“水量效益”两项，年即可增加16.6亿千瓦时电量，占投产机组设计年发电量的3.8%。

4、电价效益

随着电力体制改革的深化，发电企业将直接参与市场竞争，电价与电量由市场需求机制确定。随着调峰电价、分时电价、丰枯电价的出现，将促使枢纽电站的实时调度职能与实时交易职能实现科学结合。长江电力根据国家电网、南方电网等负荷需求，成立电力电量交易调度中心，负责参与电力市场的实时报价、竞价，并根据竞价结果合理确定供电流向，力争多卖优质优价电，以增加梯级枢纽的经济效益。

以葛洲坝、三峡水电站为例，三峡电站机组全部投产后，三峡梯级电站可以为电网提供130万千瓦～1200万千瓦的调峰备用容量。对三峡、葛洲坝两座电站的水电联合调度可以更有效地实施梯级电站的调峰，从而为保障电网的安全稳定运行，提供有效的辅助服务。

大型水电站与火电、核电相比，具有调控发电量时间短、调节幅度大、操作简单、安全性好的巨大优势，长江电力将成为未来竟价上网体制下，优质优价电的国内最强竞争者。

5、抽水蓄能效益

未来长江电力还有在葛洲坝----三峡梯级、向家坝----落溪峡----白鹤滩----乌东德梯级，利用已有的水库增加建设抽水蓄能电站的技术和经济可行性，这也将为长江电力带来巨大的经济效益。

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六、调节库容增加出力分析

到2020年，年流径量和调节库容的对比如下：

年流径量 调节库容 调节比例 备注

亿立方米 亿立方米

金沙江河口以上 1550 500+204 32% 雅砻江流域+金沙江中下游

川江干流和支流 2960 200+135 11.3% 川江干流和支流合计

长江中上游 4510 500+204+200+170+135 26.7% 长江中上游合计

根据《三峡（初期运行期）—葛洲坝水利枢纽梯级调度规程》的调度运行方式：一般情况下，汛期（6月11日至9月30日）开始将水库水位降至防洪限制水位144m控制运行；汛末自10月1日开始蓄水，11月～次年5月，水库水位根据发电和下游航运的需要逐步消落，5月底降至枯水期消落低水位（175m时为155m）；6月1日至10日水库水位从枯水期消落低水位降至防洪限制水位144m，以腾出库容用于汛期防洪。

在长江中上游出现调节库容1200多亿立方米的情况下，按目前调度运行方式，2020年三峡汛末蓄水与上游水库汛末蓄水时间重叠，将出现蓄水不足的问题，因此，蓄水时间将大大提前，预计在8月中下旬汛期就要开始大量蓄水。11月到次年的水库水位逐步消落，时间也应与上游消落时间错开，因此，三峡的消落时间将比目前大大提前，枯水期的发电出力将有较大的增加。由于中上游拦截了大量来水，三峡水电站一般年份的汛期水位已没有必要设在防洪水位144m，可以将水库运行水位设在调节库容水位155米，这样，三峡水电站汛期发电出力也将有较大的增加。在金沙江中上游出现调节库容500亿立方米的情况下，占据下游优势位置的长江电力各梯级水电站，调度运行的原理与三峡水电站相同，均比单库设计年发电量有较大幅度的增长。而川江石硼、朱杨溪、小南海水电站，由于上游金沙江各梯级水电站的调节库容，枯水期出力大幅度增加。

通过上述调节，使水电站在枯水期处于高水头、低流量的工况下运行发电，发同样电量消耗的流量将比设计额定流量大幅度减少，各梯级水电站水资源得到了充分的利用，机组利用小时大幅度提高。

以下是上游调节库容对下游水电站增加出力（发电量）的分析，计算说明如下：

1、（）数据为预测数据，非（）数据为设计数据或最新规划数据。三峡水电站的设计发电量不包括420万千瓦地下电站发电量。

2、增加出力=调节库容总水量/额定流量X额定出力。由于处于高水头（高于额定水头）、低流量（低于额定流量）的工况下发电，因此，下表计算数据是比较保守的。

3、葛洲坝水电站2020年后预计全年机组利用小时将达到7650小时，远远高于设计利用小时5000小时，远景情况下，机组利用小时还有进一步提高的可能，但即使如此，葛洲坝水电站在汛期仍然存在大量弃水的问题（流量超过17000立方米/秒时），如何提高出力，安全生产，需进一步专业研究。

六、发电量预测值

2020年，长江电力9座水电站的发电量考虑由以下几部分组成：

一是9座水电站的单库设计多年平均发电量合计3190.2亿千瓦时，二是三峡地下电站汛期弃水利用，按三峡机组年均出力50%，即2325小时计算，大致相当于3个月，为97.7亿千瓦时，三是上游调节库容增加出力1181.1亿千瓦时。四是适时梯级调度过程中水头效益和水量效益折算的增加出力为9座水电站的单库设计多年平均发电量的3.8%,合计为121.2亿千瓦时，总计为4590.2亿千瓦时。

以下发电量未考虑在发电量预测中：

一是枯水期调节库容高于额定水头、低于额定流量的实际发电量与枯水期调节库容按额定水头、额定流量方式计算的发电量之间的差值。二是汛期高于防洪水位运行（如将防洪库容水位运行提高到调节库容水位运行，为拦截上游洪水将运行水位短期提高到调节水位之上、最高蓄水位之下运行）的发电量与按防洪水位运行的发电量之间的差值。三是设想在三峡梯级、金沙江梯级建成抽水蓄能水电站，以及目前未知的其它2020年前建成项目的发电量。四是风力发电机组的年发电量。五是2020年以后，川江干支流和金沙江流域后续建设项目完工进一步提高调节库容而增加的发电量。

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七、2020年长江电力的产品销售和收益分析：

1、分析方法：

1）、长江电力2008年整体上市，并融资1000亿元投资金沙江等水电站；2007年—2010年期间财务性投资和权益性投资总规模为500亿元；

水利枢纽名称 主要功能 年来水量 设计装机 设计发电量 最大坝高 总、调节、防洪库容 正常、防洪、死水位

亿立米 万千瓦 亿千瓦时 米 亿立米 米

葛洲坝 发电、航运 4510 271.5 157 47 15.8、-0.84、0

三峡 防洪、发电、航运 4510 1820 847 185 393、165、221.5

三峡地下 420

石硼朱杨溪 防洪、发电、航运、拦砂 513 （256）

小南海 发电、航运、拦砂 175 （88）

向家坝 发电为主、兼顾防洪、拦砂、航运 1550 600 307.47 162 51.5、9.05、？ 380、？、370

落溪峡 防洪、发电、拦砂 1457 1260 571.2 278 126.7、64.5、46.5 600、560、540

白鹤摊 发电为主、兼顾防洪、拦砂 1306 1305 569 284 205.1、104.36、73.42 825、795、765

乌东德 发电为主、兼顾防洪、拦砂 1164 870 394.6 240 72.98、26.15、14.47 970、？、950

水利枢纽名称 设计装机 设计发电量 额定水头 额定流量 运行水头

万千瓦 亿千瓦时 米 立米/秒 米

葛洲坝 12.5X19，17X2=271.5 157 18.6 825/1130 3--27

三峡 26X70=1820 847 80.6 966 71--113

三峡地下 6X70=420

石硼朱杨溪 30X17=511 （256） （30） （825）

小南海 17.5X10=175 (88) (18.6) (1130)

向家坝 8X75=600 307.47 (85) （855） （132—142）

落溪峡 18X70=1260 571.2 180 459 154.7--230

白鹤摊 18X72.5=1305 569 （186） (429) (160.7—236)

乌东德 12X72.5=870 394.6 （85） (885) (135--182)

上游调节库容对下游水电站增加出力计算：

　 单库设计 调节库容 单机容量 额定流量 调节库容增加的枯水期出力(亿千瓦时)

　 发电量 亿立米 万千瓦 立米/秒 上游 乌东德 白鹤滩 落溪渡 向家坝 重庆上支流 朱杨溪等 小南海 嘉陵江等 三峡 总计

　 亿千瓦时 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　

金沙江上游 　 500 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　

乌东德 394.6 26.15 72.5 885 113.8 　 　 　 　 　 　 　 　 　 113.8

白鹤滩 569 104.36 72.5 429 234.7 12.3 　 　 　 　 　 　 　 　 247.0

落溪渡 571.2 64.5 70 459 211.8 11.1 44.2 　 　 　 　 　 　 　 267.1

向家坝 307.4 9.05 75 855 121.8 6.4 25.4 15.7 　 　 　 　 　 　 169.3

重庆上支流 　 120 　 　 　 　 　 　 　 　

石硼朱杨溪 256 125 30 825 50.5 2.6 10.5 6.5 0.9 12.1 　 　 　 　 83.1

小南海 88 10 17.5 1130 21.5 1.1 4.5 2.8 0.4 5.2 5.4 　 　 　 40.9

嘉陵江和库区支流 　 80 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　 　

三峡 847 165 70 966 100.6 5.3 21.0 13.0 1.8 24.2 25.2 2.0 16.1 　 209.2

葛洲坝 157 0.84 12.5 825 21.0 1.1 4.4 2.7 0.4 5.1 5.3 0.4 3.4 6.9 50.7

　 3190.2 1204.9 　 　 875.7 39.9 110.0 40.7 3.5 46.6 35.9 2.4 19.5 6.9 1181.1

总计年发电量=单库多年设计发电量+非汛期年增加出力=3190.2+1181.1=4371.3亿千瓦时。

增加出力比例=增加出力/单库多年设计发电量=1181.1/3190.2=37%。

增加出力效果最明显的是：金沙江中上游形成的500亿立方米调节库容，总计下游水电站可增加出力875.7亿千瓦时。超过三峡水电站单库设计年发电量。

表中金沙江中上游调节库容500亿立方米，主要建成的水电站有：虎跳峡（高坝方案）、两河口、錦屏一級、二滩等水电站。

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2）、2015年向家坝、落溪渡项目投产后，将产生巨大的经营性现金流，2016年----2020年期间累计的经营性现金流基本可以偿还银行贷款等债务，2020年后财务费用基本为零。

3）、当年来水偏枯时，释放更多的财务性投资收益补偿每股收益，因此，预测的发电量所产生的经营收入和效益可以视为年最小收入和最小效益，当年度来水偏丰时，发电量收入和效益高于下表分析值；

4）、按总额500亿元计算投资收益，年净收益率10%计算。

2、2020年的净利润和经营性现金流分析如下：

　 电价 销售收入 调峰等收入 费用 投资收益 净利润

　 元/度 亿元 (增加部分) 亿元 亿元 亿元 亿元

电站合计 0.25 1147.3 68.838 30 50 735.4

　 0.3 1376.8 82.6056 30 50 903.2

　 0.35 1606.2 96.3732 30 50 1071.0

　 0.4 1835.7 110.1408 30 50 1238.9

　 0.45 2065.1 123.9084 30 50 1406.7

　 0.5 2294.6 137.676 30 50 1574.5

　 0.55 2524.1 151.4436 30 50 1742.3

2020年每股现金流收益:

　 　 折旧现金流 　 　 　

每股经营 0.25 175 　 　 　 910.4

性现金流 0.3 175 1078.2

　 0.35 175 1246.0

　 0.4 175 1413.9

　 0.45 175 1581.7

　 0.5 175 1749.5

　 0.55 175 　 　 　 1917.3

说明：

销售收入=发电量X电价；电价为不包括输电费用、水电站所在地上网价格。调峰等收入：为竟价上网时争取的优质电价增加值形成的收入，按总发电量的20%，且上网电价上调30%计算；

费用：包括经营费用和管理费用；

扣除折旧175亿元，其中葛洲坝三峡约56亿元，金沙江、川江等电站119亿；

扣除增值税8%（今后是否变为17%，存在不确定性）；

所得税率25%。

3、公司的风力发电投资分析

公司在风力发电方面有较大的投入，目前在浙江和江苏投资了几十万千瓦的风力发电，预计2010前前全部投产发电。风电属于清洁能源，是国家鼓励的投资方向，在上网电价、补贴和税收方面有较大的优惠。

4、公司的资本运做分析

　 股数/持股比例 成本价 成本单价 市价 现价 帐面盈利

　 亿股 亿元 元/股 元/股 亿元 亿元

权益性投资 　

上海电力 1.56 7 4.48 　拟进一步增资扩股

广州控股 2.3 10.6 4.6 　拟进一步增资扩股

湖北能源 45% 31 拟上市

安徽能源 已签订战略合作协议，拟整体上市

陕西煤炭 已签订战略合作协议，参与煤化工

湖南核电 参股湖南桃花江核电站

深能源 拟参与整体上市

财务性投资 　

中国国航 0.35 0.98 2.8 　 　 　

云南铜业 0.2 1.9 9.5 　 　 　

工商银行 1.12 3.5 3.12 　 　 　

交通银行 0.035 0.035 1 　 　 　

建设银行 12 12 1 　 　 　

中信银行 0.26 1.5 5.8 　 　 　

长江证券 　 7.8% 　直接或间接持股

大唐电信 已草签入股协议

以上已经投资的财务性投资帐面收益已经超过100亿元。

5、水电电价分析：

目前，三峡电站销售给南方电网的上网平均价格（水电站所在地上网价格，下同）为0.2988元/千瓦时，约占总上网电量的25%，销售给华东地区的上网平均电价为0.25元/千瓦时，约占总上网电量的40%，销售给华中地区的上网电价0.2元/千瓦时，约占总上网电量的35%。总体平均水平为0.25元/千瓦时。

葛洲坝电价2003年上市前后从0.05上涨为0.102元/度，又上涨到0.151元/度。2005年葛洲坝湖北上网电价为0.1599元/千瓦时，湖北以外的省份目前为0.22元/千瓦时。

华中地区 华东地区 广东省 全国平均 受电九省市

2003年受电省平均上网电价 0.3元/度 0.35元/度 0.392元/度 0.29元/度 0.32元/度

2006年受电省平均上网电价 0.34元/度 0.41元/度 0.47元/度 0.35元/度 0.4元/度

（估算值，为电站所在地上网价格，下同）

2005年公司主要受电区域电价情况（此后未调整）：

单位:元/千瓦时 调整前电价 调整后电价 调整幅度 执行日期

葛洲坝电厂 0.153 0.1599 0.00690 5月1日

三峡电厂

湖北 0.21693 0.2236 0.00667 5月1日

湖南 0.22864 0.2327 0.00406 5月1日

河南 0.22581 0.2319 0.00609 5月15日

江西 0.26787 0.2729 0.00503 5月1日

上海 0.25751 0.2616 0.00409 5月1日

江苏 0.23193 0.2354 0.00347 5月1日

浙江 0.27509 0.2792 0.00411 5月1日

安徽 0.21736 0.2217 0.00434 5月1日

广东 0.29531 0.2988 0.00349 5月1日

重庆 0.21845 0.222 0.00355 5月1日

即将于近期出台的由发改委能源研究所、财政部财政科学研究所和清华大学共同完成的《中国能源税收体系设计和实施方案》 ，主要内容是：设立能源税，定义为消费税，即向能源消费者征收与能源有关的税，采用由能源生产企业代缴的方式。征税对象为能源生产企业，如煤炭、石油、电力、天然气行业，进口能源则在海关代征。

1）、2007年底开征燃油税、作为能源税的一个品种，

2）、在此基础上，3—4年后推出能源税，初步设计为70—100元/吨标准煤，再经过3—4年，推出碳税，即根据二氧化碳排放量征税。

根据上述政策和煤炭交易市场化趋势，预计2020年煤炭价格至少上涨500元（相当于2007年全国平均标准电煤产地价格上涨1.7倍,年均上涨8%，相当于2007年标准电煤产地市场交易价上涨1倍，年均上涨5.5%），其中：煤炭能源税100元/吨标煤，煤炭企业价格上涨400元/吨。对火力发电成本上涨推动0.165元/度，计算方法=500元/吨X全国平均煤耗330克/度（2020年时的煤耗水平）=0.165元/度。碳排放税按目前欧洲的交易价格20欧元/吨左右考虑，约合人民币200元，对火力发电成本上涨推动为0.066 元/度。

因此，2020年全国火力发电平均上网价格测算为：现有上网价格+未来成本=0.35+0.165+0.066=0.581元/度，受电省份上网电价=0.4+0.165+0.066=0.631元/度。

未来随着竞价上网、产销见面改革，以及节能降耗政策力度不断落实，作为可再生能源的水电，将出现先于火电上网、同一地区与火电上网电价相同的局面。目前三峡上网电价的定价标准为：受电省上网平均价，预计金沙江投产项目上网电价的定价标准也按此原则定价，因此，未来长江电力的上网电价的上涨具有广阔的空间。预计2020年长江电力的平均上网电价将达到0.50—0.55元/度（含输电费用的最高落地价约为0.57—0.65元/度），与受电省份0.631 元/度的价格水平（含输电费用的落地价格约为0.65元以上）基本持平，与2006年全国风电（可再生能源）平均上网电价0.6元/度（含输电费用的落地价0.62—0.65元/度）基本持平。

2007年7月，国务院办公厅转发了国家发改委《电力调度管理办法》，中国电力监管委员会也下发了《可再生能源电网收购办法》，2007年8月后，国家发改委陆续批准了国内一大批中小水电上调上网价格，可以预计，2008年开始，大中型水电站上网电价也将开始陆续上调。

长江电力电价上涨步骤的分析：

1、三峡总公司“国有资本收入”主要由两部分组成：三峡建设基金（全国电网销售价中每千瓦时提取5厘多钱）和葛洲坝、三峡所得税减免。预计2008年三峡工程竣工后，大股东的三峡建设基金和所得税减免既得利益被取消，将陆续调整三峡和葛洲坝的电价至全国2006年底的火电脱硫平均上网标杆价，至0.3元/度以上，其中一部分可由三峡建设基金转化而来，一部分由葛洲坝、三峡由人为压低电价、免征所得税转化为交纳所得税、提高电价。

2、预计2015年电力体制改革基本到位，实行区域市场调峰、分时、丰枯等竟价上网机制，平均上网电价陆续上涨到受电省份2006年火电平均上网电价0.40元/度或以上。

3、预计2020年中国能源价格与国际全面接轨，并随着国际能源持续上涨而上升，平均上网电价陆续上涨到0.50元/度以上。

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九、投资长江电力的信心

1、长江电力2007年预计每股收益0.65元，股价20元出头，2007年的动态市赢率30倍，在目前上海市场综合指数6000点的位置上是比较低的，具有防御性优势。

2、三峡总公司发电资产整体上市是三峡总公司快速发展的必由之路。目前长江电力在三峡总公司系统中的角色是融资窗口、资产运做平台。发电资产整体上市后，1）、彻底解决制约快速发展的资金瓶颈问题；2）根除了同业竞争；3）取得了水能资源的开发资格；4）在制度上保证了大股东和社会公众股东利益完全一致。

三峡总公司发电资产整体上市将使长江电力的投资价值产生质的变化。

3、发电量飞跃增长和持续增长是提升业绩的基础。

由于开发项目投产而发电量出现飞跃式增长，未来发电量飞跃式增长有三个时点：1）2008年三峡水电站全部机组投产，发电总装机跃上2000万千瓦，单库设计年发电量跃上1000亿千瓦时；2）2015年三峡地下电站、金沙江下游落溪渡、向家坝水电站，以及川江干流朱杨溪、小南海水电站投产，发电总装机跃上4500万千瓦，单库设计年发电量跃上2200亿千瓦时；3）2020年金沙江下游乌东德、白鹤滩，以及川江干流石硼水电站投产发电，单库设计年发电总装机跃上7000万千瓦，单库设计年发电量越上3200亿千瓦时。

由于上游调节库容持续增加而发电出力持续增长，包括自身的上游梯级水电站投产，以及国内其它投资主体的上游大量水电站陆续投产，持续形成调节库容，持续增加发电出力至1180亿千瓦时。

4、上网电价持续上涨为业绩提升提供强大动力。

目前葛洲坝水电站的平均上网电价比受电省份煤电脱硫标杆价低50%--120%，三峡水电站的平均上网电价比受电省份煤电脱硫标杆价低20%--50%，未来电价上涨空间巨大。同时，主要受电省份上海、江苏、浙江、广东、湖北等地区煤炭资源匮乏，电力消纳容量大，电力需求潜力大，与煤炭输出省份运距较远，运价较高，未来这些地区煤价电价在现有基础上持续上涨可期，电价持续上涨带来业绩的持续上升。

5、财务性投资收益平滑枯水年份业绩，为巩固业绩水平提供可靠保证。

长江电力拥有巨大的财务性投资，今后的投资额还会继续增长，目前财务性投资收益已经超过100亿元，未来具备超过400亿元的潜力。在枯水年份时，财务性投资收益大量释放，平滑当年业绩，在平水和丰水年份，储备财务性投资收益。

总之，长江电力在三峡总公司发电资产整体上市后，到2020年的投资价值具有加速度提高的特征。

十、结论

1、随着国家节能减排和绿色GDP等产业、国家政策的落实，长江电力的电力产品作为可再生能源，销售通畅，没有瓶颈，且优先于火电上网销售。公司目前60%以上的电力销售给华东、华南这两个中国经济最发达的地区，消纳容量和需求潜力巨大，到2020年，随着金沙江下游电站的投产，这一销售比例将进一步提高。

2、公司电力产品销售价格的定位是：受电省的平均上网电价。目前的实际销售情况与该定价原则有很大的差距，未来煤炭价格呈长期上涨趋势，这就为今后电力价格上涨打开了市场化空间。电价上涨对公司的收益增长非常明显，2020年后，电价每上涨1分钱，公司电力收入增加46亿元。

3、长江电力开发的水能资源优势具有非常明显的优势。随着长江中上游水能资源的加快开发，上游各流域的调节库容迅速大幅度增加，到2020年，由调节库容增加的发电量就相当于三峡电站单库设计年发电量847亿千瓦时的139%，或上游调节库容增加的出力占长江电力投资水电站设计年发电量总和的37%。2030年长江中上游水电基本开发完毕时增加的发电出力更多，且在水土环保没有彻底改善的情况下，这些上游电站和支流电站为长江电力的干流电站阻挡了绝大部分泥砂，水库运行的安全性和经济性得到了有效的保障。这就是说，别人投资数千亿开发水能资源，而长江电力不花一分钱，座地年收取投资红利（净利润）300多亿。

4、长江电力的水电资产也具有非常明显的优势。到2020年，公司的9座水电站经营性电力“固定资产”总值约5000亿元，年经营性现金流入约1750亿元，其中：年折旧现金流入175亿元，年净利润高达1575亿元。按1744亿元现金流收入和30倍市赢率计算，长江电力的市值将达到5.25万亿元。

5、公司的资产运做和债务风险控制具有很高的水准。公司的权益性投资和财务性投资完全围绕证券市场，资本的进入和退出都选择了最佳的方式，财务性投资的对象是风险低、收益好的国有蓝筹公司，权益性投资紧紧围绕沿江受电省市的能投公司，扩大了电力装机规模和电力市场占有率。公司财务风险的控制能力经受了三峡建设期间10多年的洗礼和检验，成效非凡突出，在国内上市公司中几乎绝无仅有。预计公司今后权益性投资和财务性投资的总金额将达到500亿元，到2020年这部分的市值将达到1.5万亿元以上，加上水电资产市值，总计6.75万亿元。

2007年10月26日

• 【原创】2020年的长江电力（一）

像长江电力这样需要大量投资的公用事业单位，虽有一定的定价权，但是初期投入过于巨大，其5年以内的业绩是否诱人还是值得考虑的。过了这段投入初期，再买也许是更好的切入点。此外，目前的价位似乎有点太高，毕竟公共事业不是一个高回报的行业，更多的是稳定。

或上缴，记不清了。

开个玩笑：）

中国能不能有至少一条不被水泥阻隔的河流！！！

是不是河里最好的基本面分析报告？向您致敬！！！

《发电权交易监管暂行办法》

http://www.serc.gov.cn/zwgk/scjg/200803/t20080326_8775.htm

该办法意味着长江电力的部分电量可以按火电的价格销售。

国家电监会出台新规 国内发电权买卖全面放开

http://www.chinapower.com.cn/newsarticle/1064/new1064041.asp