主题：2020年以后的长江电力



[FACE]ico2.gif[/FACE]一、对水电站的基本认识
1、当前水力资源的开发形势：2003年以后，随着国家的产业政策和节能减排政策的指引，水力资源的开发得到了空前的重视，国家发改委和各地政府采取授权开发的方式，一批发电公司先后取得了国内主要水力资源富集地区的开发权，开发速度大大加快。
2、水力资源的开发特点：水力资源的开发是一项涉及防洪、发电、航运、环保、民生（移民等）等方面的综合工程，开发的商业价值体现在水力发电上，开发的社会责任和社会效益体现在防洪、航运、环保和民生等方面。因此，水力资源开发的建设周期长，投资巨大，利益诉求复杂多变。
3、水力发电站的运行特点：水力发电提供清洁能源，在诸多电力提供商中最具价格优势，但由于河流来水的不均衡性和差异性，使得中小水电站和无调节库容的水电站的发电上网存在一定的不确定性，对电网的安全生产有负面影响。同时，水电站一般位于相对偏僻的山壑峡谷中，远离用电负荷大的经济发达地区和城市，需要大量投资运距较长的输电设施。这是水力发电上网电价低于火力发电的两个主要原因。
4、河流天然来水量的分布在一年中有很大的不均衡性和差异性，不均衡性方面：汛期时间一般只占全年时间的三分之一上下，但流量占年流径量的70[%]上下。在不同地理和气候下，不同河流和流域有自身的特点，但大同小异。这就要求水电站汛前需将水库水位降到防洪水位，在汛期优先保证防洪，而在汛后相当长的时间内由于来水不足而无法实现满发。差异性方面：各年来水大小不一，一般规律是：每数年内有一次小洪水年和一次小枯水年，每数十年内有一次中洪水年和一次中枯水年，每百年内有一次大洪水年和一次大枯水年。同时，支流和上游的不均衡性和差异性，比干流和下游随机性更强、规律性更差。
5、干流电站在发电装机不变的情况下，年发电量由于上游流域的开发完善而发电量持续上升，这与支流电站有着巨大的差异。确切地说，上游调节库容的不断增加和完善，使全流域来水的均衡性（将汛期的来水蓄至非汛期下泄）得到很大的改善，使下游尤其是干流的发电和航运得到比上游和支流更大的改善。
6、来水不确定性的改善和稳定主要依赖于上游流域水土保持稳定、森林植被保护等环保问题的妥善彻底解决。建国以来的很长一段时间内，由于开发主体注重防洪、航运和发电效益，而忽视移民、环保问题，使得相当一批水电站在运行期内出现了严重的民生和环保问题，并在国内形成了一定声势的反坝呼声，但本质上是河流流域在自然状态和开发状态下的环保问题。我们既要反对绝对崇尚自然的利益诉求，也要反对蔑视民生和环保的既得功利。今后水力资源的开发，移民和环保的投入将进一步加大，水利枢纽工程运行期间的库区环保（投入）和库区旅游（产出）应有效地结合起来。

二、长江电力的研究方法：
研究长江电力，应主要立足于：
1、取得长江上游主要干流的水力资源开发权后，如何完成开发工作？如何进一步取得更多的水力资源开发权并保持持续开发。
2、在电力行业进一步改革和重组的大形势下，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是公司的重点工作内容。
3、公司的资本运做----权益性投资和财务性投资，应围绕以上两个方面展开。
具体的分析方法是：
根据三峡总公司的战略发展规划，以及各投资主体对长江上游水力资源的整体开发进度，分析长江电力在多年平均年径流量下，上游流域防洪库容的形成对长江电力各梯级电站发电量的影响，通过电价的边际变化，测算赢利能力和财务平衡能力。
当长江来水小于多年平均年流径量时，财务性投资收益的释放是平稳当年效益的主要手段，以及与权益性投资收益一起，作为每年冲抵财务费用的主要手段。

三、长江上游流域水力资源和开发规划：
长江干流各段名称不一：源头至当曲口称沱沱河,为长江正源，长358公里；当曲口至青海省玉树县境的巴塘河口,称通天河,长813公里；巴塘河口至四川省宜宾岷江口，称金沙江,长2308公里；宜宾岷江口至长江入海口,约2800余公里,通称长江。沱沱河和通天河，河流流行于第一阶梯──青藏高原腹地内，河谷开阔，河槽宽浅，一般河宽300～1700米，水流缓慢散乱，汊流很多，水力资源有限。至金沙江后，进入第一至第二阶梯的过渡地段，地形突变，山高谷深，河流大都穿行于峡谷之中，比降大，河水湍急。到云南石鼓以下，突然转向东北流，著名的虎跳峡就在石鼓以下35公里处。出虎跳峡后、穿越云贵高原北部，到四川省新市镇以下进入第二级阶梯，在宜宾附近汇集岷江。长江宜宾以下至宜昌之间长1030公里，习惯上称川江，河道蜿蜒于四川盆地之内，河床平缓，沿途接纳沱江、嘉陵江和乌江等众多支流，水量大增，江面展宽。过奉节白帝城，开始穿行在第二阶梯至第三阶梯的过渡地段，切过七岳、巫山和黄陵3个背斜，两个向斜，形成举世闻名的长江三峡，长约200公里，峡谷与宽谷相间排列。三峡水电站和葛洲坝水电站所在地就在此地。
长江中上游（宜昌以上）落差 5360米。上游干支流水能资源蕴藏量共约2.68亿千瓦，其中可能开发1.97亿千瓦，年发电量约1亿千瓦时，占全国可能开发水能资源的53.4 [%]。整个长江流域的水力资源主要集中在宜昌以上的上游地区，占流域的81.5[%]。长江上游水力资源最多的是“三江”流域，即金沙江流域、雅砻江流域和大渡河流域：
1、金沙江流域：水力资源丰富，蕴藏量达1.124亿千瓦，占全国水能总量的1/6，可开发的水能资源达8891万千瓦，是我国规划的具有重要战略地位的最大的水电基地。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。2002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，4座电站的规划装机总容量为3800万千瓦，年发电量为1744亿千瓦时；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）开发金沙江中游水力资源，规划方案为一库八级，总装机2058万千瓦，年发电量883亿度；2006年，华电集团与四川和西藏政府签定开发金沙江上游水力资源协议，初步规划8个梯级电站，总装机898万千瓦，计划投资大于1000亿元，开发金沙江上游川藏段和木里河流域部分水电项目。
2、雅砻江是金沙江的最大支流，位于长江电力开发的金沙江4座电站上游，雅砻江流域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。
3、大渡河是岷江的最大支流，大渡河流域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。
根据三峡总公司的战略规划：
溪落渡（下距四川省宜宾市230公里，公路里程）、向家坝（下距四川省宜宾市33公里，公路里程）电站1860万千瓦/年发电量872.5亿度，已分别在2005年和2006年开工，计划于2015年完成开发；
乌东德（下距白鹤滩水电站180公里）、白鹤滩（下距溪洛渡水电站195公里）电站2175万千瓦/年发电量963.6亿度，计划于2008--2009年开工，预计于2020年完成开发；
以上四个水电站总装机4035万千瓦，总开发干流长度605公里，多年年均发电量1836.1亿度，比2006年以前的规划总装机和发电量分别有所增加（乌东德和白鹤滩实际开发的总装机和发电量优待2009年完成的可研确认，预计比规划略有增加）。
2006 年8月，三峡总公司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”，三峡总公司计划在长江江津段朱杨溪的干流河道上，建设装机300万千瓦的拦江水利大坝；在重庆江津市络璜镇猫儿峡，建设装机100万千瓦的小南海水利枢纽工程。2007年前完成前期工作，于“十一五”期间开始建设。
综上情况可以基本断定：长江中上游（宜昌到宜宾）干流和金沙江下游干流的水力资源开发权已经归属了长江电力。

四、2020年长江上游干流和支流形成的调节库容
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、鲁地拉等，完成开发的总装机容量达500万千瓦。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。总计完成开发的总装机容量达2770万千瓦。
3、川江干流：朱杨溪、石硼等，完成开发的总装机容量达500万千瓦。
4、川江支流的乌江：构皮滩、彭水、思林、洪家渡、三板溪等，完成开发的装机量达1060万千瓦；大渡河（为岷江支流）：瀑布沟、龙头石等1500万千瓦，岷江
岷江流域完成开发的装机容量达1840万千瓦；以及嘉陵江等其他支流，完成开发的总装机容量达180万千。总计完成开发的总装机容量达3080万千瓦。
上述水力资源的开发，将出现大批具有调节能力的水利枢纽，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，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136亿立方米。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。
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、川江支流形成调节库容约150亿立方米，主要来自于岷江流域的大渡河、乌江等。

五、发电量分析
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 404 26[%] 雅砻江流域+金沙江中下游
川江支流 2960 150 5[%] 川江支流合计
三峡 4510 719 16[%] 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。
到2020年，由于三峡水库及上游形成了719亿立方米的调节库容，三峡汛末蓄水时间应与上游水库汛末蓄水时间错开，因此，蓄水时间将大大提前，否则将出现蓄水不足的问题，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，即三峡的消落时间将比目前大大提前，由于整个中上游流域的调节库容较大，一般年份的汛期也没有必要将防洪水位设在144m，完全可以将水库运行水位设在机组额定出力水位（148m）之上，并出现三峡地下6台机组和左右岸26台机组大部分时间满发状态。这种调节结果，意味着汛期多余的弃水搬到了汛后（尤其是枯水期），并大部分时间处于高水头（高于机组额定出力水位）、低流量（低于机组额定流量）的工况下发电运行，结果是：发同样的电使用的水量（流量）比设计的额定流量减少。
以下是上游水库调节库容对下游水库增加出力（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。
2、发电量为单库的设计发电量（多年平均）。三峡地下机组的发电量按汛期（6—9月）额定出力的70[%]计算。
3、增加出力=调节水量/额定流量X额定出力。
4、非汛期大部分时间处于高水头、低流量的工况下发电运行，小部分时间低于额定水头和额定流量运行发电，还存在继续提高出力的余地。
5、葛洲坝始终处于汛期大量弃水的运行状态，如何提高出力，需专业研究。
表格(略)
总计年发电量=单库多年平均发电量+增加出力=3538.4亿度
六、2020年长江电力的产品销售和收益分析：
2007--2020年的收益分析(财务性和权益性投资收益，与财务费用对冲，当来水偏枯时，释放更多的财务性投资弥补，当来水偏丰时，发电量和效益高于分析值):
1、2020年的净利润和经营性现金流分析如下：
电价 销售收入 费用 净利润
元/度 　 　 亿元
电站合计 0.25 884.6 30 480.62
　销售收入=发电量X电价 0.3 1061.52 30 602.7
　费用：不包括财务费用 0.35 1238.44 30 724.77
　扣除折旧143亿元 0.4 1415.36 30 846.85
　扣除增值税8[%] 0.45 1592.28 30 968.92
　所得税率25[%] 0.5 1769.2 30 1091
2020年时每股现金流: 　 　 折旧现金流 　 　经营性现金流
0.25 143 　 623.62
=净利润+折旧 0.3 143 745.7
　 0.35 143 867.77
　 0.4 143 989.85
　 0.45 143 1111.92
　 0.5 143 　 1234

2、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。
3、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。
4、水电电价分析：
三峡电站销售给南方电网的上网平均价格为0.2988元/千瓦时（2005年第一次煤电联动价），约占总上网电量的20[%]，销售给华东地区的上网平均电价为0.25元/千瓦时（2005年煤电联动价格），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（2003年价格，第一次煤电联动价不详），约占总上网电量的40[%]，总体平均水平0.25元/千瓦时。
葛洲坝电价上涨幅度较大，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（实际结算为 0.2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
2005年、2006年两次煤电联动后（第二次煤电联动时水电基本没有提价，火电有调价幅度），
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）
2005年煤电联动后公司主要受电区域电价情况（此后基本未调整）
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年火电发电成本的煤炭至少上涨300元（相当于2006年的煤价翻番），其中：煤炭能源税100元/吨标准煤，煤炭企业价格上涨200元/吨。对火力发电成本上涨推动0.099元/度，计算方法=300元/吨X全国平均煤耗330克/度（2020年时的煤耗水平）=0.099分/度。
关于碳排放税，按目前欧洲的交易价格20欧元/吨左右，考虑未来人民币升值，预计碳排放税不低于120元/吨标准煤，对火力发电成本上涨推动为0.0396 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+0.099+0.0396=0.49元/度。预计华东、华南受电省火力发电平均上网价格将达到0.55元/度左右。
未来随着竞价上网、产销见面的改革，以及节能降耗政策力度的不断落实，将出现水电优先于火电上网，且火电和水电的上网价格差将逐步缩小的局面，即同一地区水电和火电的落地电价相同。三峡上网电价的定价标准为：受电省上网平均价。如果金沙江投产项目也按此原则定价，那么2020年长江电力的上网电价将达到 0.45—0.50元/度，且低于受电省份0.55 元/度的价格水平是完全有可能的（差价被输电吃掉）。
由于公司的电价和环保存在着巨大的优势，目前受电省份欢迎消纳的态度非常明显，这也是换取受电省份省能源投资公司资产最重要、最主要的筹码，换句话说，如果受电省份不与公司合作，公司通过调节减少受电省份的电量和提高价格，使受电省份的电网售电价格出现较大的波动或电网出现大幅度减利/亏损，从而影响受电省份的经济发展。
电价上涨的步骤分析：
1、2010年在三峡工程竣工后，调整三峡和葛洲坝的电价至受电省2006年底的火电脱硫平均上网电价（落地价），至0.3—0.35元/度，可由三峡建设基金转化而来。
2、2015年金沙江下游两电站竣工后，整体电价预计可以上涨到0.40元/度。
3、2020年金沙江下游四电站竣工后，整体电价预计可以上涨到0.45—0.50元/度。

七、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，这一销售比例将进一步提高。
2、公司电力产品的销售价格定位是：受电省的平均上网电价。由于目前的实际销售情况与该定价原则有很大的差距，且主要受电省（上海、江苏、广东、湖北等）的煤炭资源贫乏、电价呈长期上涨的趋势，这就为今后电价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 35亿元以上。
3、长江电力开发的水力资源优势非常明显。随着长江中上游水力资源的加快开发，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的65[%]，远期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，别人投资开发水力资源，长江电力座地收取投资红利。
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6座水电站经营性电力资产总值约4400亿元，年经营性现金流入1100 多亿元，其中：年折旧现金流入140多亿元，年净利润达到1000亿元。按1140亿元现金流收入和30倍市赢率计算，长江电力的市值将达到近3.5 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1.7万亿元以上。

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寂寞投资者: 至于我为何看好长电，简而言之就是长电环保、稳定现金流、可持续发展，不会倒闭、投资能力（要项目的能力）高强
[13 22:48] 小女子: 还宁愿被套/
[13 22:49] 小女子: 呵呵，标准的投资者
[13 22:49] 小女子: 我们这些晚辈是应该都向你学习学习
[13 22:49] 小女子: 你觉得长电的理论价值是多少？
[13 22:50] 寂寞投资者: 整体上市和火水同价，只是长电的小插曲，重要的成长能力来自于长电持续稳定现金流下面的投资能力，这才是长电的未来，可以说长电只输时间不输
[13 22:51] HS7120: 我倒是没这么乐观.到2011年走人.但明年内上30是有希望的.
[13 22:53] HS7120: 寂寞投资者:你的观点与申银万国对长电的观点一致.
[13 22:53] 寂寞投资者: 由于投资在04年的第一笔是建设银行，到了06年才开始加大股权投资，所以现在来看，长电的投资才刚刚开始，现在只是起了个头而已，未来的发展，我
[13 22:54] 寂寞投资者: 我们为什么不能以保险股的估值来看待呢
[13 22:55] 小女子:

好帖子顶起来！

为了欢迎决董的到来，特把此帖顶上来

支持，ding

呵呵，顶一下！
希望岛上的大牛们多多发言，让俺等小散们也跟着进步，哈哈

看来很有诱惑力

喜欢长电就要顶起来.