主题：2020年以后的长江电力





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GWY和国家有关主管BW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，开发的责任和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、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TZ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。



二、长江电力的研究方法：

研究长江电力，应立足于SX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SX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SX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





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，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。



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。



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)





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4月6日，国务院办公厅向各省、自治区、直辖市人民，国务院各部委、各直属机构转发了电力体制改革工作小组《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》的通知（国办发〔2007〕19号），要求认真贯彻执行。根据该意见，“十一五”期间前两年，集中精力处理厂网分开遗留问题，巩固厂网分开成果，稳步实施主辅分离改革，推进区域电力市场平台建设和大用户与发电企业直接交易，推进电价改革，对输配电业务实行内部财务独立核算，开展输配分开和农村电力体制改革研究。“十一五”期间后三年，进一步完善区域电力市场，落实电价改革方案，适时开展输配分开改革试点和深化农村电力体制改革试点等工作。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。



八、整体上市方案分析

长江电力股价管理分析：

1、长江电力对股票价格比较看重，每次股价有可能大跌时都停牌，以防止股价下跌，这种情况在2007年至少出现过三次，最近的一次是：原计划2007年10月29日公布第三季度报表，但10月25日上海股市暴跌284点后，26日随即推出三季度快报，这说明，三季度快报被用来作为防止股价下跌的工具。

2、2007年三季度业绩大大超出市场预期，并同时预测2007年年度业绩将比上年同期增长50%以上，对稳定股票价格和股票价格上涨非常有利；

3、长江电力原表示2007年整体上市，但三峡总公司有意拖到2008年，从大局看：拖延时间为三峡总公司净资产的增值赢得了时间，在当前大牛市市况下也有利于股价上涨；

4、2007年长江电力与国外投行频繁接触，已知的多达4次之多（见长江电力公司网站），长江电力现已有A股，再发行H股，是国资委鼓励的方式；

5、2007年三季度报表中，每股净资产大幅度增加，主要原因是对外投资调整为按公允价格计量，有利于股价上涨。

6、长江电力公开澄清说，正在研究又快又好的发展思路。

因此，可以充分肯定：大股东和长江电力是希望股票价格上涨的。

从大股东角度分析：

1、三峡总公司后续建设项目已经开工2个(落溪渡、向家坝)，另有4个项目（白鹤滩、乌东德、朱杨溪、小南海）在2008年----2009年要陆续全部开工，2015年以前完工4个项目（落溪渡、向家坝、朱杨溪、小南海），预计总的动态投资2000亿元，2020年以前完工2个项目（白鹤滩、乌东德），预计总的动态投资1200亿元，其中600亿元在2015年前完成投入，600亿元在2015年后完成投入，因此，2015年前用于水电站建设的资金需求总量将达到2600亿元，此外，到2007年底，预计三峡总公司和长江电力的银行借款、企业债、公司债总计估算还有730亿元，由此可以清晰地判断：制约三峡总公司快速发展的最大障碍是资金短缺问题；

2、从财务平衡角度分析，三峡工程全部竣工后，每年葛洲坝、三峡预计平均带来经营性现金流300亿元（含折旧55亿元，并考虑电价上调因素，以及汛期运行水位按调节库容、枯水期运行水位最高按175米），如果每年分红比例降为30%，即每年有210亿元可用于后续工程，从2012年开始后续工程的机组陆续投产，预计到2015年新投产机组四年累计提供经营性现金流总额600亿元，由此可以初步估算：到2015年自身累计的资金总提供能力为：210X8+600=2280亿元，仍有资金缺口2600-2280=320亿元，加上730亿元的债务，合计1050亿元，此外还要负债数百亿元收购地方电力公司和能源公司。因此，整体上市融资1000亿元是必不可少的。

3、选择哪种整体上市和再次融资方案，主要取决于大股东持股比例----权益装机规模最大化，选择方案必然是大股东持股比例最大的方案；

4、为了降低不确定性，大股东一定是希望整体上市与再融资1000亿元同时完成；

5、国家给予大股东在三峡工程完工前，用收取“三峡建设基金”和葛洲坝、三峡税收优惠政策转为“国家资本收入”，该特权挪到长江电力为全体股东享受存在法律障碍，推迟到2008年再整体上市可以这块收入完全收入囔中。同时，近期机组投产进入高峰期，暂时保留在三峡总公司有利于大幅度增加公司的资本实力。

根据以上股价管理分析和大股东角度分析，2007年----2008年，大股东会利用以下手段尽可能地推高股票价格，以达到2008年整体上市时高融资的目的：

公布2007年3季度超出市场预期的报表，并预报2007年全年业绩比上年增长50%以上；适时宣布：参股安徽能源（约31亿元，已草签协议，入股金额参照湖北能源），参股比例40%----45%并实现整体上市；对上海电力、广州控股实现增资扩股至20%（约36亿元，其中上海电力约20亿元，广州控股约16亿元），入股大唐电信集团等（约13亿元，已草签协议）；适时宣布：调高上网电价（2007年国家发改委对大量小水电站和部分电价偏低的大型水电站如龙摊等已经宣布了上调上网电价）；湖北能源在2008年整体上市。完成以上全部或部分步骤、大幅度推高公司股票价格后，再宣布整体上市。

以上全部投资需要的资金总额正好为80亿元，这就是长江电力为什么要发行80亿公司债，以及由于上述过程时间比较长、80亿元公司债分两期发行的原因。长江电力2007年三季度报表显示：持有“期末现金及现金等价物”44.8亿元，这个资金量差不多正好是2007年1----3季度收益总和，而发行的40亿元公司债可以理解为偿还了公司的银行债务，不多偿还银行债务的目的，就是为了完成上述计划中的一部分而预留的。因此，也可以判断，长江电力第二批40亿元的公司债发行必然是在基本用完上述现金后。

整体上市具体方案分析：

主要参考指标

1)、大股东持股比例追求最大化；

2）、总融资额度1000亿元；融资对象为上市公司和公众流通股东。

3）、整体上市与再融资同步完成，或先增发后整体上市。

4)、2006年底，三峡总公司的净资产937亿元，其中已经在长江电力内的净资产约222亿元，考虑减去船闸等非经营性资产200--300亿元（未完工，实际帐面按200亿元计算），加上2007年三峡建设基金和所得税减免约150亿元，留在三峡总公司内的投产机组实现净利润50亿元，资产评估增值100亿元，2007年融资104亿元，这样，2007年可以进入长江电力的净资产约为920亿元，实际估算在按900----1000亿元区间。

5）、整体上市后的总股本，三峡总公司可注入的发电资产900—1000亿元，加上需要融资1000亿元，合计1900—2000亿元。按目前20元/股的市价，增加95--100亿股。如按30元/股，增加64--67亿股。

6）、按先增发后整体上市方式，2007年底可以注入12台机组，注入资产约700亿元，按20元/股价格，大股东定向增发25亿股，剩余200亿元从上市公司中融资（赢利、折旧和出售金融资产），总股本119.12亿股，大股东持股比例上升到70.4%。2008年底，大股东剩余的总注入资产预计达到900亿元（2007年的900—1000亿元减去500亿元，2008年特权收入150亿元，发电净利和分红收入50亿元，资产评估增值50亿元，前次融资200亿元），按50元/股整体上市和融资700亿元（向公众流通股融资，2008年上市公司赢利和折旧等100亿元转化为整体上市后的资金来源），这样，总股本148.12—152.12亿股，大股东持股比例调整为68%左右。总融资1000亿元（其中：增发融资时上市公司提供200亿元，向公众流通股融资700亿元，上市公司2008年提供100亿元）。



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、随着节能减排等能源ZC的落实，长江电力的水电产品作为可再生能源，销售通畅没有瓶颈，并优先于火电上网。公司目前60%以上的电力产品销往华东、华南这两个地区，消纳容量和需求潜力巨大，销价高，到2015--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、公司电力产品销价的市场定位是：受电省平均上网价格。目前的实际情况与该定价原则有很大的差距，且未来煤炭价格呈长期上涨趋势，这就为今后销价的上涨打开了市场化空间。价格上涨对公司收益的增长非常明显，2020年后，价格每上涨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具有非常突出的地位优势。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令人瞳孔放光的优势。到2020年，公司的9座水电站经营性“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1750亿元现金流收入和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、国有垄断的大型上市公司，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（这些企业今后也计划全部上市）。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，加上水电资产的市值，总计6.75万亿元。



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