长电2016年前三季度财报分析
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电力发展十三五规划正式发布 八方面绘制蓝图

http://www.jrdao.com/topic-528200-0.html

供给侧结构性改革与发电行业的未来
http://news.bjx.com.cn/html/20161107/786809.shtml

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按照进度，2016年直接交易电量占工业用电量30%，2018年占100%；2020年商业用电量全部放开。

如前所述，由于电力产能过剩严重，随着新电改的试点推进，电力市场竞争变得直接、激烈，电价信号变得敏感，电力需求侧响应变得积极，影响发电企业盈亏的因素复杂多变。目前，发电企业“打折让利”已成常态，“降价潮”席卷全国。在一些“先行先试”省区和西南、西北、东北等电力严重过剩区域表现得更加明显，已开始体会到来自电力市场竞争的压力和经营业绩的快速下滑。据统计，2015年某全国性发电集团公司市场电量超过600亿千瓦时，占销售电量的13.4%，平均电价每千瓦时0.303元，比批复电价平均降低9.3分,一年减收56亿元。2016年上半年市场交易电量439.67亿千瓦时，占销售电量的21%，平均电价每千瓦时降低6.4分，减收28.14亿元。预计全年市场交易电量将超过1200亿千瓦时，占全年电量的25%。再如水电大省云南，计划2016年市场电量500亿千瓦时。上半年，全省实际达331亿千瓦时，占全网统调电量的39.6%，火电平均降价0.15元/每千瓦时，火电出现了全区域亏损的局面。从长远看，随着电力装机刚性增长与电力需求迅速下降矛盾的日益尖锐，电力市场化竞争将进一步加剧，发电行业未来将出现盈亏分化，优胜劣汰，兼并重组，寻求“后电改时代再平衡”。
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四川电力供需现状
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四川水电是长电的最大竞争对手，表现在三个方面：

1、争夺跨区（华东）电力市场：溪向夺取了上海、浙江电力市场，三葛也有30%以上电能进入了华东诸省市，雅砻江锦屏等水电站夺取了江苏电力市场。未来白乌拟进入浙江电力市场，两河口等中游梯级水电站拟进入江西电力市场。

2、争夺重庆电力市场:四川至重庆的跨省500千伏交流线路已经正式开工，长电通过重庆地方电网向重庆渗透，未来四大不排除向重庆供电。

3、四川自2012年起，试图建设雅武跨区输电专线，2013年被湖北顶了回去，详见http://www.chinasmartgrid.com.cn/news/20140721/529629.shtml。而白乌也计划将湖北作为主要电能消纳地，建设向湖北的输电工程。


该贴内容于 [2016-11-07 22:25:26] 最后编辑

电改中的长电

最近一段时间，把长电重要受电省的电改方案梳理了一遍：
1、国家发改委审批下发了长电重要受电省的电改方案。
长电重要受电省（送电量比较大的省市）有湖北、上海、浙江、广东。前三个省市的电改都在今年形成正式方案并通过了国家发改委的审批，进入实施阶段，广东电改很早，以直供电交易为主。
2、四大重要受电省均已完成了省市电力交易中心的组建工作。
国网南网在多年前均成立了省市电力交易中心，并运行多年。今年重新组建的省市电力交易中心是多方（电网、政府或授权企业、发电商等）投资的公司制实体，有一定的独立性，此前国网南网成立的完全隶属于自己电力交易中心被废止。
3、电力交易中心的电量交易进入了快速增长期。
新成立的电力交易中心的主打业务是电力市场交易，各省市2016年注册的发电商和终端用户数量庞大，预计未来数年市场化竞价的直供电业务量将出现爆发式增长。
浙江2016年下半年电力市场化交易电量比以往增加很多，溪洛渡左岸送浙江的部分电量纳入浙江市场化交易试点范围，上海市2016年的电力市场化交易以外来清洁能源为主要对象（绝大部分是水电）。浙江和上海的思路比较一致，欢迎跨省跨区外来清洁能源，但交易电价需市场化。
广东2017年将新增跨省跨区富裕水电等清洁能源进入电力交易中心市场化交易。所谓富裕水电，估计指的是纳入国家计划送电量之外的电量，这部分电量在西南主汛期巨大，尤其是云南的富裕水电。
4、跨省跨区的输电价格审核情况不明。
至今尚未清晰跨省跨区的输电价格如何监管和审核，从长期来看，总体判断应该是下降趋势的。跨省跨区输电线路的利用率将随市场化交易和外送电量的增加（新建水电站不断投产）而逐步提高，按国家发改委三年一个周期全方位监管----监管成本、收入和收益的思路分析，跨省跨区输电价格会有一定的下降空间。
5、地方政府在电改中的话语权越来越大，是推进电改的主要动力，发改委越来越定位于电改政策的制定者角色。双剑合璧，新电改有望加速推进。

2017年的长电
1、长电三葛的售电模式是：长期合同+年度合同，长期合同约定合同总量，年度合同约定当年的电量和价格，目前年度合同价格按国家发改委核定的价格执行。与国网南网签订的长期合同（2014----2016）至今年年末到期。
长电年度合同中的合同电量，从2014----2016年这个周期来看，基本上每年的售电构成是：三峡售国网690.2亿度（含地电35亿度），售南网135.7亿度。葛洲坝的合同电量为154亿度，其中约70%送湖北。长电每年实际售电量都大于年度合同中的约定量，合同以外的、由每年实际来水量决定的剩余电量如何销售？如何定价？长电没有明确的公告，估计长电对该部分电量的销售和流向有一定的自主权，结算价格有一定的灵活性。
湖北省电改方案对跨省跨区送出电量未来的销售模式的定义是：中长期交易为主、临时交易为补充，美国等成熟的水电市场化销售模式也与湖北省电改方案中的水电销售模式相同。预计2017年长电三葛电量销售需与国网南网签订新的中长期合同和年度合同，新合同内容不会脱离湖北省电改方案内容，与老合同不会有大的变化。
2、长电溪向的电量销售比较复杂，是否会与三葛的销售模式相同？川滇两省的电改方案看不出端倪。溪向投产以来，没有长期合同，只有年度合同，溪向年度合同电量的销售价格基本与市场价接轨，并随受电省得煤电标杆电价的调整而波动。2016年的合同电量是：溪洛渡右岸送广东260.4亿度（0.3244元/千瓦时），向家坝送上海300.5亿度（0.296元/千瓦时），溪洛渡送浙江尚未签订合同电量，估计溪向合同电量以外的电量参与了市场竞争，价格随行就市。
估计长电会争取三葛销售模式，这种模式可以保障80%以上的上网电量纳入受电省的发电计划，实现无顾虑消纳，合同价格也比较理想。剩余电量才会参与市场化竞争。
3、未来数年，参与市场竞争电量的价格肯定低于受电省煤电上网标杆电价。从各省市最近数年的市场化实践看，无一例外，参与市场竞争的发电商销售电价，都不同程度地低于所在省市的煤电上网标杆价。预计未来数年，在电力供大于求的宏观形势下，这一现象将延续。
4、在未来发电计划被彻底取消之前（预计2020年前后），发电企业都将面临电量销售双轨制的现实，即一部分电量被纳入发电计划，价格按国家和各省市核定的价格执行，一部分电量要参与市场竞争，价格随行就市。随着时间的推移，计划电量比重越来越小，市场竞争电量比重越来越大。预计2017年起，市场竞争的电量会显著增加。

就近消纳长期/年度合同以外的电量是长电未来的销售重点
长电的四座水电站随着上游水电站调节库容的不断增加，合同以外的电量会越来越多。如果考虑合同电量未来不断缩水的可能，合同以外的电量更要大规模增加。如何规划合同以外电量的消纳，直接影响长电的经济效益。
参与市场竞争，优先选择远距离参与还是就近参与？答案是非常明确的。三峡跨省跨区的平均输电费用约为0.07元/千瓦时，溪向跨区的平均输电费用约0.12元/千瓦时，就近参与市场竞争，可节约大部分输电费用，极大提高市场竞争力。

2017和2018年
长电2017年是道坎，2017年全国各省市全部或绝大部分的煤电上网标杆价格不会上调，又面临参与市场竞争的压力，但2018年的前景一片光明，2018年煤电标杆上网价格必上调，溪向的整体销售价格必高于2017年。

三葛的上网电价
目前看，2020年前后发电计划全面取消（除了政府采购电量和特种需求外），届时三葛与市场价基本/全面接轨，那时候的长期合同的电量交易价大约是市场均价，合同电量以外的电量交易价随行就市。
目前的双轨制价格转化为2020年前后的单一市场价格，是一步到位地调整，还是逐步过渡？估计后者的可能性更大。如按后者过渡，有利于缓解长电的市场竞争压力，平滑今后5年的长电业绩，对电网公司而言，压力也是一个逐步释放的过程。三葛第一个电价上调的观察节点：新电改下跨省跨区输电价格敲定之际。

人民币汇率与电价
人民币汇率已由盯住单一的美元，改为了盯住一篮子货币。自汇改以来，人民币对美元贬值，对其它货币升值，未来这一趋势将延续一段时间。总体而言，人民币汇率走势对煤炭进口价有推升作用，有利于抑制进口煤对国内煤的冲击，也有利于提振中国的制造业用电量增长，对稳定或提振国内发电企业上网电价有利。

该贴内容于 [2016-11-18 10:32:21] 最后编辑

流域梯级水库调度运行新气象
http://www.jrdao.com/topic-541744.html

全面推进输配电价改革试点工作
http://www.jrdao.com/topic-541606.html

请问公司与三峡资本成立三峡电能公司是否意味着公司未来将全面涉足配售电领域？请介绍目前三峡电能公司业务开展情况。（2016-9-26）
2016年09月26日 来源: 繁體版

公司与三峡资本共同成立三峡电能开展配售电业务是公司适应国家电力体制改革的现实需要，有助于化解公司单一水力发电业务增长潜力不足等风险，开辟电力消纳和利润增长新空间；开展配售电业务，将更直接融入当地经济社会，是落实公司水电开发理念和战略发展的有效选择。
自三峡电能公司筹备以来，在公司发展战略指导下，初步确立了以配售电业务、分布式能源，能源管理服务为核心竞争力的战略目标，积极在重庆、湖北、福建等多个省市拓展配售电业务，推进实施战略布局，并以重庆为产业发展重点区域，与地方优势平台合作，共同推进两江新区多个产业园区的新增配售电业务发展；同时在四川等地区探索分布式能源项目、微电网等投资与开发。目前，各项业务均处于起步阶段，进展顺利。