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长江电力2020年展望
1. 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。长江电力是三峡总公司的融资窗口和资产运作平台。发电资产整体上市后公司的投资价值即发生质的变化：（1）根除了同业竞争；（2）取得了很多宝贵的专属水能资源开发资格；（3）在制度上保证了大股东和会公众股东利益完全一致。 2. 发电量持续飞跃增长是长电及其母公司从现在至2020年最显著特点：（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7000万千瓦时，单库设计年发电量越上3200亿千瓦时。 3. 由于上水电站的陆继建设（包括自身的上梯级水电站投产，以及国内其它投资主体的上大量水电站陆续投产），持续增加调节库容，因而会直接或间接地增加三峡总公司所属电站的发电机组的运行水头，从而增加发电出力将高达1000亿千瓦时以上。 4. 全球石油、煤炭等能源及原材料价格近年出现大幅上涨，国内电价上涨由于种种原因严重滞后，未来这种偏向将会有所改变。而上网电价持续上涨同样为长电业绩提升提供强大动力。预计2009年长电上网价将上调至0.3元/度以上，2015年0.45元/度以上，2020年达0.8元/度之上。 5. 2020年，长电的经营性现金流将高达2000亿元以上，财务性投资收益至少可以有效平滑枯水年份发电业绩的下降。长电目前的权益性投资规模已经接近100亿元，2020年将超过500亿元。以10％的年均投资收益率计算，则可为增加收入50亿元/年。 6. 基于上述各点，预计长电2020年股价400-500元/股；未来12年长电股价年均复合增长率约为30％。换句话说，如果现在投资1万元买长电股票，12年后的市值就会达到20万元以上。 一、 水电行业基本形势 1. 我国能源资源特点 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：水能、煤炭资源较丰富，而油、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能源结构仍将以煤电和水电为主。我国的人均能源资源相对贫乏，仅为世界平均水平的40％。另外，我国的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、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。 2. 水能资源开发形势 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：（1）鉴于能源价格持续走高和电力需求快速增长，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；（2）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，先下后上，现在变成了统一规划、齐头并进；（3）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；（4）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，开发的会责任和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：（1）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；（2）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）；（3）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，但流量占年径流量的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、上与干流、下相比，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，拦蓄上洪水，汛末蓄水恢复至正常运行水位。在下出现旱情和枯水期，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：成本增加，电价上涨，收入（收益）快于成本增长。改善来水不均衡的主要办法是全流域的整体开发利用水能资源，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。 5. 长江中上水能资源及开发主体 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，其中最大支流雅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《金沙江中水电开发规划》，2005年国家发改委授权云南金沙江中水电站开发有限公司（多家发电集团出资）开发金沙江中水能资源，规划方案为一库八级，总装机2058万千瓦，年发电量883亿度。2006年，华电集团与四川和西签订开发金沙江上水能资源协议，规划8个梯级电站，总装机898万千瓦，2007年《金沙江上水电开发规划》送交国务院审批通过。总的来说，在金沙江流域水力资源开发中，三峡占最有利位置。 雅砻江江口位于长江电力开发的金沙江4座电站上，国家发改委批准由二滩水电开发有限公司（大股东为国开投和川投，各48％）全面负责开发雅砻江水系，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。 三峡总公司规划开发的水电资源包括：（1）金沙江下的溪落渡、向家坝电站共计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、白鹤滩电站共计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。（2）长江重庆段的三级水电站。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。 总之，长江中上（宜昌到宜宾）干流和金沙江下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4035万千瓦，川江干流（含葛洲坝、山峡）3015万千瓦。 二、长电规模与股本扩张 未来的规模与股本扩张轨迹是决定长电投资价值最为关键的问题。长电不仅近期规模与股本扩张已经有了某种程度上的法律保障，远期扩张同样值得期待。 1、近期扩张 长电的控股股东三峡总公司在长电上市招股说明书中已经明确承诺：到2015年将把三峡电站地上全部26台发电机组部注入上市公司并且保证股本扩张不超过20％，这是长电投资完全可以信赖的最起码的规模与股本扩张预期。从长电近期公布的消息分析，这一预期的实现时间很有可提前。到目前为止，长电的机组收购进度基本是偏慢，原因是每每公告称年度内收购2—3台，结果为两台，取了下限；当然这样的速度也可以实现长电上市时所做的2015年前注入全部26台机组的承诺。但三峡总公司08年的工作重点中却提及“市值管理”和“创新机组注入方式”，提示有可能加快机组注入速度。如果08年真的加快机组注入，其意义远远超出多几台机组为长电发电本身，它很可能折射出三峡总公司高层的一个非常重要的战略意图：通过增强长电的赢利和成长的能力和预期来提升公司的市值并进而改善从二节市场融资的规模与效率。08年三峡总公司的工作会议也传出消息要实施战略转型：以开发长江为使命，加快水电开发，积极培育新业务，围绕主业加大并购重组力度，抓住市场机会开展财务性投资。所以，与长电08年机组注入计划值得期待和推敲。 2、远期扩张 长电想象空间的真正打开或将出现在其即将或已经完成对全部三峡机组的收购之时，届时长电将公布下一步的扩张蓝图。三峡总公司为自己制定了一个非常现实而又诱人的中长期发展规划。但就长电在完成对全部三峡机组的收购之后的路该怎么走的问题上，态度似乎有些暧昧。这可能有两种理解：一是作为带有浓厚背景的公司不便对太久远的事做出明确表态，以免承担不必要的信誉风险；另一是三峡总公司别有他图，如另立同业公司等。如果是前者，那表明三峡总公司是个有责任、讲信誉和值得信赖的公司；如果是后者，那将是长电长期投资者的悲哀，也是中国股市和的悲哀。尽管目前无法排除第二种可能，但我们有理由相信长电将最终拥有三峡总公司的全部电力生产与销售业务。首先，公司法明确禁止同业竞争，三峡总公司如果做第二种选择则属违法行为，存在法律障碍；第二，三峡总公司已经明确承诺不单独或另外合资从事长电招股说明书中载明的业务，而且长电拥有对三峡总公司发电资产的优先认购权；第三，葛洲坝电站与三峡电站同即将建设的长江上电站归属同一家公司有利于综合调度和最大限度地发挥长江水资源效益；第四，只有将金沙江等长江上电站和三峡等电站归属同一公司，才能形成足够强大的企业，才能与国内其它大型电力企业相抗衡；第五，国家策鼓励大型国有电力企业兼并、重组与整体上市。 已经公布的一些公开信息也透露出强烈的三峡总公司即将整体或主要注入长电的信息。2007年12月，长电突然公布战略投资皖能电力的信息；与之相比，再早几个月的报道是三峡总公司与皖能集团签订了战略协议，后来却变成长电战略投资皖能集团。这提示三峡总公司意在做大做强长电而不是总公司。从参股广州控股到上海电力，再到湖北能源，再到皖能集团，再联想到三峡总公司2007年9月底与陕西省签订的战略合作协议，我们似乎隐约可见国资委规划的我国未来电力行业的“几分天下”中有长电。 如果长电最终将收购母公司三峡以外的优质发电资产，则根据三峡总公司的发展规划，长电未来仅水电装机容量将超过8000万千瓦时，是目前长电全部装机容量的10倍。当然，这在三峡总公司的蓝图中是2020年的目标。但是，随着长电稳定而快速的增长特性为越来越多的投资者所认识，长电股价将不断攀升，从而使得长电融资变得更为容易和有效，这将大大加快长电和三峡总公司中长期目标的实现。另一方面，长电和三峡公司除了抓住近几年行业发展、国家策及资本市场所提供的难得机遇尽快做大做强之外，别无选择。需说明的是，这里没有考虑长电在其它清洁能源的开发。 假设长电要完成对三峡总公司全部发电资产的注入，那么需要增加多少股本呢？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年要陆续开工。其中2015年以前完工4个项目（落溪渡、向家坝、朱杨溪、小南海），预计总投资2000亿元；2020年以前完工2个项目（白鹤滩、乌东德），预计总投资1200亿元，其中600亿元需在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为2600亿元。此外，预计2007年底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。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约300亿元。如果届时每年分红比例降为30％，每年有210亿元可用于后续工程。从2012年到2015年四年累计提供经营性现金流总额大约600亿元。由此可以初步估算：到2015年自身累计的资金为：210X8＋600=2280亿元，仍缺2600-2280=320亿元，加上730亿元的债务，合计短缺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。这些资金如果通过融资来获得，将需要增资扩股50-100亿股（以每股10-20元/股计）。 三、长电水电效益来源 1、电站设计发电效益 2020年长江电力拥有葛洲坝、三峡、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3190.2亿度。 2、水头效益 水力发电的本质就是将水的势能转变为电能，水的势能与水量及水位高度成正比。水电站降低运行水位与弃水一样，都是对水能的浪费。换个角度说，通过综合高度减少弃水和提高运行水位都将能增加水电站的发电量。三峡电站的设计平均运行水位，尤其是汛期最低水位和枯水期最高水位是在防汛和地质安全等因素为优先的前提下设定的。相信电站全部建成后，随着人们对长江汛情及地质对水库蓄水的反应的逐步深入了解，三峡电站的可调节潜力可能会远远超出我前面已经提及的理论极限，甚至会超过所有人的想象，对此大家不妨拭目以待。 3、调节库容效益 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-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。这些巨大调节库容群将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出力，从而极大地提高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。另外，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％。 5、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。 四、长电水电发电量 1．设计发电量 按照目前的电站建设规划，到2020年，长江中上流干流及支流建设的大小电站如果通过联合调度，将可能会形成相当巨大的调节库容。2020年前在现有基础上长江中上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。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。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。另外，金沙江支流雅砻江下干流：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址和建设。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。一是乌江水系：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。 表1: 2020年长江中上电站数据
表2: 2020年长江中上电站数据（续）
· 2．调节库容增发电量 （1）可调节库容量 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，使金沙江中上的总调节库容将达到500亿立方米。 （2）金沙江下乌东德、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。到2020年，年径流量和调节库容的对比如表3所示。 表3: 2020年长江中上年径流量和调节库容
· 表4：2005年以前长江流域分水系（河段）水能资源的开发情况（汇总表略） （2）库容调节增加发电 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。在金沙江中上出现调节库容500亿立方米的情况下，占据下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。以下是上调节库容对下水电站增加出力（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。 表5: 上调节库容对下水电站增加出力计算
注：带阴影数字为非三峡公司发电，所以未计算在内。 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=4371.3亿度。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：金沙江中上形成的500亿立方米调节库容，总计下水电站可增加出力875.7亿度。超过三峡水电站单库设计年发电量。表中金沙江中上调节库容500亿立方米，主要建成的水电站有：虎跳峡（高坝方案）、两河口、錦屏一级、二滩等水电站。 2．调节运行水头增加发电 上述有关库容调节增发电量的计算可能存在一定的问题。运用调节库容多发电的前提是汛期发电机组容量不够，不得不弃水，把这些在汛期不得弃掉的水暂时贮存在水库中，等到枯水期来水量小了，发机组容量有空余时再释放出来发电。如果机组容量充足，汛期没有弃水，则调节库容就不会给电站带来任何增电效益。因为调节库容只能改变水流时间，不会改变径流量。事实上，等到6台地下机组建成投产后，三峡电站全部32台机组满负荷运转可消纳的水流量在30000立米/秒以上，三峡历年来水高于这个数字的时间很短。因此可以说，地下电站建成后，三峡电站的弃的水已经很少，调节库容对电站的增发作用虽然有些，但有限，更不是无限的。 前面已经说过，水电站的本质是将水的势能转换成电能，决定势能大小的关键只有两个因素：水量和水位高度。长江的径流量是老天决定的，人们目前还无法改变，但人们可以通过改变坝高改变水头的高低。而调节库容对这两方面都没有直接作用（当然有间接作用，因为按照目前的运行规则，枯水期三峡的运行水头要比枯水期高），它仅对防洪及改航运条件有作用。因此，仅就发电而言，调节库容不应该成为长电公司及投资者关注的焦点。由于径流量基本上可以看成是固定不变的，这样在不需弃水的前提下，电站的平均运行水头保持得愈高，发电就愈多。三峡上的电站可能大多以发电为主，它们并不肩负抗洪保航等职能。因此，为使发电利益最大化，上电站将尽可能少地甚至不动用可调节库容。因为只要动用调节库容，就必须降低运行水头，其实质无异于鸡取卵。 那么，长电未来的实际发电量与目前有关方面正式公布于众的设计发电量之间有没有增值的空间呢？回答是肯定的，而且可能比上面依据调节库容估算的结果还要大。例如，目前经常提及的三峡电站单库设计发电量847亿度，这实际是以80米平均水头（即三峡坝前水位141米）和长江多年平均径流量为4200亿立米（相当于平均1338立米/秒）为假设前提计算的数字。因为电站出力的计算公式为P=9.8nQH，其中 n为水轮机效率（目前为92.5％）；Q为流量（立方米/秒），H为运行水头（米）。根据这一公式不难推算出三峡（不包括葛洲坝等）电站的年发电量为：E=9.8×0.925×420000000000（立米）×H（米）÷3600（转换成度），如果将三峡电站的设计运行水头H=80米代入公式，则为9.8×0.925×420000000000×80÷3600=846亿度。这是个相当保守的估计数字，事实上目前三峡汛期最低运行水位已经提升至144米，而且这里有关三峡径流量的估计也偏保守。如果按径流量4510亿米计算，再将三峡电站的平均运行水头提高至113米（相当于三峡坝前水位175米），则E=1283亿度，比公布的设计数据多发电436亿度。类似地，再将三峡上的其它7座电站考虑进去，就会得出如表6数据。 表6: 三峡等8座电站读者设计与实际可能发电量比较
上表中的每年4492亿度的“最大实际发电”的假设前提是各电站的运行水头始终保持在其设计最高运行水头处（当然不考虑调节库容）。另外，由于相关数据缺，葛洲坝等三座电站的实际增发潜力未考虑在内。当然，有的投资者可能会质问：将所有电站，尤其是三峡电站的运行水头始终维持在设计水头的最高值可行吗？目前而言，恐怕很少有人敢认同这样的看法，因为人们对三峡蓄水后可能产生的地质与环境问题担心很多。但是，十多年后这种设想成为现实的可能性非常大：（1）到时候人们对蓄水后的地质与环境影响的认识更多，调整既定设计自然也更有把握；（2）改变运行水头与固定运行水头相比，其地质与环境危害可能更大；（3）能源价格上涨、短缺形势加重将促使“充分发掘各种能源潜力”成为决策中愈来愈重要的筹码；（4）长电实际上已经同美国一家公司签订了合作协议，研究提高并固定三峡电站运行水头的可能性，（5）固定水头运行可以省去巨大的为维持库区可调节库容而投入的费用。 沿着上面的思路，我们甚至可以做更大胆的设想：即将各电站的运行水头进一步提高，比如提高到各大坝设计坝高以下的5处或者更高！如果将提高至设计坝高以下5米处，则三峡等8座水电站的年发电量将超过5000亿度。当然这可能涉及一系列新的移民及地质与环境影响等问题。 3、年水电总发电量 2020年，长江电力8座水电站的发电量的保守估计为包括：一是8座水电站的单库设计多年平均发电量合计3190.2亿度；二是三峡地下电站按三峡机组年均出力50％，即2325小时计算，为97.7亿度。较为激进的估计是通过调节库容和/或运行水头将年发电总量提高至4500亿度甚至5000亿度以上。 以上仅指水能发电，三峡总公司对核电、风电、抽水蓄能电站等也开始涉足。经过两年多建设，浙江慈溪5万千瓦风电项目已有5台机组投运；江苏响水20万千瓦风电项目07年底正式通过国家发改委核准；获得了天荒坪抽水电站二期工程240万千瓦开发权；另外还参股鄂州电厂、桃花江核电厂等。 五、长电的竞争力与上网电价 1、电力需求 长电的定位是以水电主清洁能源企业，电力作为公品虽然同宏观经济大环境有相当大的关联度，但其周性远不如具体的某类商品（如电视）明显，因为电是所有商品的生产、销售直至消费过程必不可忽缺的。如生产电视要用电、销售电视也要用电、使用电视还是要用电；类似地生产服装、销售服装和清洗服装也都离不开电。国家目前实施的节能降耗及控制经济过热的宏观战略肯定会在一定程度上影响电力行业的赢利水平，但这种影响只是短期的。一方面，长期来看，中国经济的快速发展是必然趋势；另一方面，由于价格及环保等因素的促进，以电潜代油的产品正在不断涌现。即使短期内市场对电力需求的绝对值或相对增幅受到一定影响，那受影响的也主要是火电，水电所受的影响将会很小。这是因为：（1）与火电相比，水电拥有巨大的价格优势；（2）“节能降耗”及“环保”战略包括关停小火电；（3）“节能降耗”及“环保”战略还包括向清洁能源（当然包括水电）倾斜，这样在市场出现相对“饱和”时，新火电项目的上马就比水电等困难得多。 2、水电市场空间 长电目前及将来相当长的时间内都是以水力为主的电力企业，因此有必要分析一下水电的市场空间。概括起来水电的市场主要来自两个方面，一是来自不断增长的用电需求，二是取代火电。由于价格及国家策等原因，如果总的用电需求不足，首先利用的是水电而不是火电。截止2006年底，全国总的发电装机容量为62200亿千瓦时，其中水电12857亿千瓦时，约占总容量20.67％；火电48405亿千瓦时，约占总容量77.82％（其它形式的电能加起来也只不超过3％，目前可以忽略不计）。据估计，我国可开发的水电资源总容量约为已开发容量的3倍。也就是说，即使我国的总用电量不会再增加，把我国的全部水电资源开发殆尽也不会出现过剩。如果我国将来的用电需求在现有的基础上再增长20％，则水电供给量不可能超过总需求的50％。 3、长江来水影响 长电的发电量主要取决于长江的来水量，这既是长电的短板，也是长电的优势。之所以说它是短板，是因为公司对来水多少无能为力，很大程度上只能“靠天收”；说它是长处，是因为长电不需要像火电企业那样要为争夺发电原料而操心和不断追加投入，也省去原料库存成本。更为重要的是，三峡电站的设计是数代卓越专业团队共同努力的结晶，曾经受经济效益及环境保护等多方面的苛刻审查。因此，完全可以相信亦已公布的三峡电站最大产能设计及电站全部完工后的年均发电量估计。虽然会出现来水偏少的年份，但同样会出现来水偏多的年份；如果是长期投资者，不别过分担心个别年份的来水影响。长江流淌了多少年，不可能在短期内干枯；即使真的有一天长江来水少得不能发电了，那三峡大坝所截留的水将比油还贵。有投资者担心南水北调工程会影响公司的发电，其实是多余的。南水北调一二期工程都在葛洲坝以下取水，不会分流公司用以发电的水源，远期的西线工程的确要在长江上取水，但只有45亿立方米，这与长江4200亿立米的多年平均径流量相比几乎可以忽略不计。 4、支持与知名度 支持与知名度是长电的另一重要而未被充分认识的优势。三峡工程是“全中国”的工程，她体现着的决策能力和国家制度的优越性，三峡工程只能建设好。“地球人都知道”：三峡工程的最高负责人不是别人，而是国家。三峡工程的价值远远不能以总共投入了多少资金来衡量，数以百万计的移民恐怕会令目前世界所有有实力的能源公司都望而却步。支持及知名度会辐射到公司运营的每个方面：会使售电更有保障，会使融资更容易而有效，会使并购、财务投资以及上马新项目等占得先机。另外，三峡是独一无二的，别人无法复制；三峡及其上水电资源的开发效率恐怕是其它河流无可比拟的；黄河、淮河等也可以建电站，但这些河流水资源的利用效率无法同三峡及长江上流干支流相比，且再建电站的单位移民成本将远远高于三峡；而长江上金沙江等流域人烟稀少，再建电站的移民工作量远小于三峡。 5、水电的定价优势 对于电来说，影响其售价的最关键因素主要来自成本和市场两个方面。关于成本，由于我国目前和将来很长时间电力的主要来源是火电，所以影响电价的主要是火电成本而不是水电。目前我国火电成本基本都在每度0.3元左右，火电以煤为主要燃料，受煤炭价格的影响,火电成本只会上升，不大可能下降。相比之下，水电的成本每度只有几分，两者存在近１０倍的差距，这就难怪长电享有70％多的利润率了。更重要的是，电力基本属于无法区分差异的产品。大多数产品能获得垄断利润的核心就是靠差异性,即人无我有,人有我优；即便是你看着毫无差别的一杯白水，也要编出故事来,也要让让消费者感受到自己的与众不同，什么底下深层矿物质了，或者冰山雪水什么的。但水电与火电都是电,两者的使用价值完全一样，唯一的差异性只是价格。关于市场，面对市场需求有可能降低，人们首先想到的是电价也会随之下降。对完全竞争的市场来说，这是真理。但对我国的电力行业来说，这点却未必正确，实际情况有可能恰恰相反。可以说，我国目前的电力市场还基本属于“垄断市场”。在此前提下，用电需求的下降充其量也只会在短期内（少则半年，多则1-2年）影响电的定价及电企的赢利。由于没有竞争，面对赢利下降，电力企业很容易“联起手来”，以“整个行业”的名义要求提高电价。加上近几年石油、煤炭等能源价格大幅攀升，电价涨幅严重滞后，为提高电价提供了不可抵御的“借口”。而电价一旦提升上去后，随着用电需求的再度回升，相信电力企业不会联起手来要求调低电价，而是坐享超额利润。所以，电力需求形势的短期恶化对我国电力企业既是挑战，更是机遇。 6、长电上网电价 目前，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，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元/度上涨为0.102元/度，又上涨到0.151元/度。2005年葛洲坝在湖北的上网电价为0.1599元/千瓦时，湖北以外的省份目前为0.22元/千瓦时。2005三峡电站上网电价也做了一次调整（此后未调整），详细情况见表8。 表7: 2007年三峡上网电价与相关地区上网电价比较（元/度）
表8: 长电受电地区2005年电价调整（单位：元/千瓦时）
近期即将出台的由发改委能源研究所、财部财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》的主要内容是：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。据此我们估计：1）2007年底开征燃油税（作为能源税的一个品种）；2）3-4年后推出能源税，初步设计为70-100元/吨标准煤；3）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2.7倍，年均上涨8％，相当于2007年标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，计算方法为500元/吨X全国平均煤耗330克/度（2020年时的预计煤耗水平。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。 在上述背景下，长江电力上网电价将会逐步上调。（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，另一部分通过提高电价。（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。 从世界范围的电价变化趋势看，美国的平均电价自2000年至今正以近5％的复合增长率上升着，目前已达9美分/度（折合人民币约0.67元/度）。近年出现世界范围的能源价格急升的趋势可能会一直维持下去，而电价上涨一直相对滞后，估计未来电价很可能会加速上涨。如果以5％-8％的年复全增长率计算，则2020年美国电价将达17-24美分/度，折合人民币0.85-1.2元/度（按1美元=5元人民币计算）。如果以同样增长率计算，2020年我国的平均上网电价也为0.8-1.2元/度。另外，世界范围内的电价差别特别大，如日本目前的电价则为20美分/度左右，折合人民币1.5元/度，这主要是因为各国的能源贮量差别悬殊。我国属于能源贫乏国家，人均能源资源仅为世界平均水平的40％，未来电价很可能远远高于美国。因此，可以预计2020年我国的平均上网电价在0.8元/度之上。 值注意的是，我国目前的电价形成机制对电力企业还有很多不利之处，对能源尤其是电价的控制很严，电价调整难度很大。近年的物价上涨已经导致煤炭价格大幅提升，火电企业面临着巨大的成本压力，但为了控制通货膨胀，硬行规定油电价不得上调。可以预见，类似的干预会在将来相当长的时期内存在。但是，这些做法有违国家经济长期可持续发展的规律，迟早会得到修正。有迹象表明，电价形成机制的改革与完善进程有可能比我们想象的要快。在最近的中美高层能源合作对话中，美方员已经明确表示关切中国对油价、电价的控制策，认为这样有碍国外投资者的投资决策与信心。国内也有学者撰文倡导尽快理顺能源价格形成机制，以体现能源的稀缺性并促进全会节约能源。随着国际石油价格的快速上涨，会愈来愈重视能源保护。我国目前所的采取一系列节能减排措施中，行手段占有主导位置，这大概源于长期以来形成的传统吧。其实，真正可持续的能源保护措施是价格，而不是行检查与考核；相信随着市场经济不断走向成熟，人们会愈来愈多地运用经济手段。 六、长电的资本运作 长电的战略投资也频频出手。2006年，长电以4.6元的价格收购广州控股11.189％股权，投资总金额10.6亿元，目前广州控股股价10元以上，收益巨大；2007年，长电以31亿元收购湖北能源45％股权、以7亿元收购上海电力10％流通股权（约1.56亿股）、以28亿收购安徽能源集团股权并与陕西省国资委签订了能源领域的战略合作协议。中国对电价的压制策虽然对长电的短期赢利不利，但却为长电实施战略收购提供了很好的机会。最近，三峡总公司对其发展战略进行了滚动修订，提出从2008开始实行战略转型，其中收购沿江省份的优势能源资产占据非常重要的位置，希望这一战略能够有效实施。可以预见，随着的能源发展理念与措施的转变，长电已经和近期即将实施的收购兼并投资将会带来巨超呼寻常的收益。 长电的财务投资同样锦上添花，参与了中国国航A股发行的战略投资者定向配售（共计认购3,500万A股，认购价格为每股2.8元，总投资金额0.98亿元）；作为战略投资者网下获配中国工商银行A股（共11,217.9万股，配售价格为每股3.12元，总投资金额为3.5亿元）；以原始投资的方式拥有20亿份中国建行的H股股权。 上述权益性投资规模已经近100亿元，2020年长电的累积权益性投资将超过500亿元。以10％的年均投资收益率计算，则可为增加收入50亿元/年。另外，2020年长电的经营性现金流将高达2000亿元以上，运用如此巨大的经营性现金流所做的财务性投资收益至少可以有效平滑枯水年份的发电业绩滑落。 表9: 长电目前的权益与财务性投资
七、长电净利润及单股收益 1．预测假设 （1）2020年前三峡整体上市并融资1000亿元投资建成金沙江等水电站，因而使长电年发电达4590亿度； （2）2015年向家坝、落溪渡等项目投产后将产生巨大的经营性现金流，以致2016-2020年间累计经营性现金流可以偿还银行贷款等债务，2020年后财务费用为零； （3）2020年累计权益加财务投资规模将达500亿元，年投资净收益率为10％； （4）年折旧按175亿计，年管理、销售等费用按30亿元计； （5）增值税率为8％，所得税率为25％； （6）未考虑风力发电等其它发电项目收益； （7）2020时长电的总股本扩张为200亿股。 2、预测数据 以上述假设为前提，预计长电2020年股价为400-500元；未来长达12年的时间内，长电股价年均复合增长率约为30％。换句话说，如果现在投资1万元买长电股票，12年后的市值就会达到20万元以上。 表10: 2020年长电净利润和经营性现金流（8座电站合计）
表11: 2020年长电每股净收益及累计分红（以200亿总股本计）
假设：（1）2020年总股本为200亿；（2）65％的净利润用于分红，20％征收股票红利税。 作者：220.180.140.* 发表时间：2011-02-10 11:19:29
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