长电2017年电量销售瞻望

一、2016年长电溪向售电电量和电价评述

长电于2016年9月1日、9月13日和12月29日分别公告了溪向2016年度的售电合同签署情况：
1、与南网签署的售电合同显示：溪洛渡右岸送广东合同电量260.4亿度，销售电价（即上网电价，不含输电价格，下同）0.3244元/度。
2、与国网签署的售电合同显示：向家坝送上海的合同电量300.5亿度，销售电价0.296元/度。
3、与国网签署的售电合同显示：溪洛渡左岸送浙江的合同电量265.7亿度，销售电价0.296元/度。
4、溪向的实际售电电量，包括合同电量和合同以外的电量。溪向送广东和上海的合同以外电量和电价，公告没有具体披露，推测电量为依据实际水情的合同外上网电量，电价为合同电量的电价；溪洛渡送浙江的合同外电量，参与了浙江直供电市场竞价，并与输电企业实现利益捆绑，售电合同敲定了参与市场竞争的落地电量和落地电价。


二、2017年瞻望
长电四座电站与国网南网签署的中长期合同到2016年末结束，2017年的新的售电模式有待在博弈中成型和实施。
2017年，全国各省市的直供电市场规模在全国电力供应总体宽松的宏观形势下预计会出现爆发性增长，长电预计还会沿用中长期合同+年度合同的售电模式，与国网南网签署售电合同。但在具体年度合同中，很可能会普遍采取合同电量----计划内电量定量定价、合同外电量----计划外电量参与市场竞争的售电模式。2017年的合同外电量不仅涉及溪向，预计还会涉及三葛。
重点关注的长电重要市场，如广东、上海、浙江，已经宣布了外来的计划外电量参与市场竞价的消息，这意味着溪向送三个市场的电量都会出现一些参与市场竞价的电量（2016年仅浙江有参与市场竞争的电量）。其它省市电力市场的电改进度与上述重要市场基本同步，预计三葛参与市场竞价的电量会快速增长。

三峡汛限水位
溪向发电潜力
http://www.jrdao.com/topic-544633.html

四川风光水互补开发猜想

2016年三季度，国家能源局正式复函支持四川创建国家清洁能源示范省。
国家能源局在复函中提出，四川要加快构建清洁能源互补供应体系。未来四川要着力提高流域的水电调节能力，并以之为基础，规划和建设风电、光伏发电基地，形成水、风、光互补运行的现代化电力系统，大幅度提高可再生能源发电的可靠性和灵活性。目前四川已经启动了雅砻江流域和金沙江下游风光水互补开发研究和规划编制工作。
2016年12月28日，三峡集团在北京组织召开了金沙江下游风光水互补清洁能源示范基地规划报告内部评审会。三峡集团的开发思路是：风光水开发+精准扶贫。

有关风光水互补开发的报道见诸媒体有半年多了，如何实现互补开发，大约涉及如下几点：
1、利用库容大、调节能力强的水电站，对上网的、出力不稳定的风电光伏进行稳定性调节，使电网接受风电光伏的能力达到极致。
2、上网的风电和光伏电量，尽可能就近消纳。
3、由于风电和光伏大规模就近消纳，四川水电利用现有的、已经建成的输电通道外送水电的电量将大幅度增加。
4、因输电公司现有输电线路的成本和收益已经被锁定（见发改委相关文件）、水电企业外送总电量尤其是枯水期外送电量增加，可降低水电企业整体外送电量的输电价格，从而有利于提高水电企业的整体经济效益。


该贴内容于 [2017-01-07 14:17:32] 最后编辑

四川风光水互补开发猜想

目前三峡集团国内风电和光伏开发和投资分两大部分：

1、中国三峡新能源主导的风电和光伏开发业务。
三峡新能源公司已基本形成风电、太阳能、中小水电、装备制造业四大板块相互支撑、协同发展的业务格局。截至2016年12月底，新能源装机容量超过700万千瓦，资产总额超过560亿元。
2015年11月，三峡新能源与福能股份合资组建海峡发电公司，股权比例为65%、35%，开发福建海上风电，首个项目为福清兴化湾300MW海上风电场一期工程，装机约8万千瓦，规划在福建的总开发规模为130万千瓦以上。

2、金沙江下游风光水互补清洁能源示范基地

2017年长电基本面关注点：

1、三峡汛限水位是否调整？
新的《长江防御洪水方案》在2015年三季度已经由国务院批准。但具体的细化、实施方案尚未拿出。
新的《长江防御洪水方案》中的亮点是：
1、上游部分大型水库对上游防洪负有责任，也对中下游防洪负有责任。
2、中下游的防洪运用顺序做出了重大调整。
目前长江干支流总的防洪库容有627亿立米，三峡以上２０座水库总的防洪库容有３６３亿立方米防洪库容。

2、部分机组的机器设备折旧到期
三峡首批4台机组固定资产折旧中的“机器设备”折旧2017年将折旧完毕，长电自2017年起进入三峡机组机器设备折旧释放利润期。

3、“主业拓展”战略的落实进展
已经布局的配售电、水务、管廊等业务和股权收购、存量调整操作，2017年的进展情况值得期待。十三五期间投资宜昌400亿、福建300亿、重庆100亿产业基金中与长电相关的部分会如何落实。

4、葛洲坝增容和扩机百万千瓦
见相关贴。

5、金沙江下游风光水互补清洁能源示范基地开发进展
该基地开发的基础是依托溪向和未来乌白的调节库容，因此必是长电的囊中之物。

6、长电新的中长期售电合同和中短期市场竞价合同如何签署
2017年长电的电量销售全面进入计划和市场并存的双轨制。新的销售模式雏形必现。

7、输配电改革对长电的影响
由国家发改委主导的跨区跨省的输电价格核定工作将在2017年上半年基本完成，长电10多年来尚未落实的上网电价+输电电价=受电省平均上网电价政策，如何与新的形势对接？



该贴内容于 [2017-01-09 10:35:16] 最后编辑

水电功能的新定位和前景

“十三五”期间水电发展，首先是要有明确的生态优先理念，而且要尽可能释放水电的生态效应。

1、龙头水库优先。
在基地建设方面，除了推进相关基地 的项目建设外，更希望这个流域的综合功能得到尽可能完整的发挥。其中的核心就是要推进龙头水库的建设，由此进行大型电站和下游电站水量的均衡调节，解决河流开发运行效率不高的问题。目前，各大流域龙头水库建设普遍滞后，带来的后果是包括发电、综合利用、河流生态等整体流域功能，都可能无法得到充分发挥。但好的消息是，在“十二五”末期，我国在四川核准了两河口、双江口两大龙头水库建设，相信到“十四五”初投产时，四川不仅能获得自身弃水问题的大幅度改善，还可以发挥更多的综合功能价值。这是一个水库全面带动整个流域功能实现的非常好的案例。

2、多能互补优先
在优化结构和布局方面，《规划》重点强调了两方面工作。一方面是开展水能资源调查工作，对已建或在建区域的水能资源进行重新评价，评价起点发生了一些改变，不仅要看电站自身发电功能，还要看其调节能力，能否实现与风电、光电的很好互补，形成多能互补、适应负荷的格局。另一方面，是抽水蓄能电站的建设步伐要大大加快。从发展目标上看，“十三五”抽水蓄能电站新增投产容量虽然只有1697万千瓦，但是开工规模安排了6000万千瓦，也体现出对推动抽水蓄能电站建设的理念。目前电力系统整体调节能力不足，引起风电、光电等可再生能源进入系统后部分电量不能消纳。
可见，水电的功能定位已经由单纯的提供电量，向为风电和光电发展做好服务进行角色转变。由此，相关流域的水电站无论从运行规则还是更新改造规模来看，可以再增加一部分容量，更好地为更多的风光发展做好服务。用1亿千瓦的水电来支撑1亿千瓦的风电和光电配合运行，在理论上是一个很好的组合，也能够很好地保证质量。我国已经开发了3亿多千瓦水电，仅这一块就可以使风电和光电得到更快的发展，解决目前的发展障碍及发展过程中的不足。

3、促进脱贫致富
体制机制创新，就是移民、扶贫的要求。移民的利益诉求包括扶贫政策如何通过政策安排得到友好的体现，都是非常复杂的一些问题。但是不管多复杂，我们都希望能够正面去面对解决。

4、建设和管理并重
建设与运营管理并重是《规划》中一个重要的创新点。之前的规划思路将更多的关注点放到了水电建设上，主要涉及布局和规模。但“十三五”规划从编制之初，便统一了一个基本思想，就是建设与管理并重。比如《规划》中大篇幅提到整个流域的管理，包括全流域安全管理、环境监测与环境管理及流域的梯级调度等方面的要求。把这些做好以后，水电站效益是能够得到更大发挥，起到事半功倍的效果。

5、未来水电开发难度增大
随着经济社会的发展和人们环保意识的提高，特别是生态文明建设，对水电开发提出了更高要求；随着水电开发的不断推进和开发规模的扩大，剩余水电开发条件相对较差，敏感因素相对较多，面临的生态环境保护压力加大。

-----------------------------------------------------------------------------------
2016年11月29日，国家能源局发布 《水电发展 “十三五”规划》，提出加快构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，进一步转变水电发展思路，是“十三五”时期我国水电发展的重要指南。近日，主要编制单位水电水利规划设计总院党委书记、副院长彭程，接受了中国电力报记者专访，就规划进行解读并答记者问。
http://news.bjx.com.cn/html/20161212/795821.shtml

水电外送大变局

全国电力十三五规划出台了，结合华中电网、华东电网和南方电网的十三五规划，未来川滇藏水电外送大变局的轮廓出来了。核心在华中电网。
首先，要搞清楚华中电网的供电和管辖范围：供电和管辖范围包括湖北、河南、湖南、江西、四川省和重庆市，土地面积129.8万平方公里，人口3.89亿,华中电网是中国目前供电人口最多的区域电网。
其次，要搞清楚未来很长一段时间内上述三大电网的受电空间（增量）：华东电网的区外来电的受电空间有近4000万千瓦，但根据国家规划，华东电网未来新增区外来电主要是华北、西北的煤电和当地消纳不了的的风电和光伏，基本没有区外水电什么事。南方电网未来很长一段时间，除了乌东德外（川滇跨界），接受区外各种电能的能力几乎为零，主要原因是金沙江、澜沧江上游规划的一批水电站投产后需要消纳。华中电网是唯一需要大幅度增加电力供应的区域电网。
再次，乌江中下游的水电站未来主要转向黔西供电。

长友们最关心的事如下：
1、根据国家十三五规划、国家能源局华中监管局局长党组书记罗毅芳的详解，白鹤滩电站的1600万千瓦电能全部由华中电网的湖北、江西和湖南三省消纳，没有雅砻江和大渡河梯级电站什么事。乌东德1020万千瓦送电南方电网，其中送广东500万千瓦，广西300万千瓦，剩余220万千瓦估计就在川滇就近消纳了。
2、十三五期间，“积极研究论证三峡电力留存及外送方案优化调整”。 到2025年，华中湖南、湖北、江西三省新增3390万千瓦的市场空间（不含华中其它省市），扣除白鹤滩1600万千瓦（2021年以后才能向华中电网供电，实际川滇两省还会截留部分，乌东德、白鹤滩电能质量优异啊，即使电力严重供过去求的川滇也想尽可能多要），还有大于1790万千瓦的空间，目前三峡大约有1000万千瓦的电能跨区送华东，估计至少一半会转供华中电网。如此这般，三峡的输电费用将会有较大的降幅。
3、华中电网的省际输电工程将增加不少，但不必担心，这种省际联络线----川渝、鄂渝、湖南湖北、湖北河南、湖北江西等等，只不过是用于调剂余缺和提高电网安全性，而且大部分是双向的（背靠背），一年总算帐下来，单向净送电量并不很大。
4、十三五期间，西南地区将加大剩余水电的消纳力度。云南剩余水电会随着云南电网的改造而加速进入南方电网，参与市场竞价。四川剩余水电将利用现有跨区通道富裕的能力低价向华东增加送电，增加重庆的供电能力（已知200万千瓦），与湖北背靠背调剂余缺（500万千瓦丰送枯补）。

主题：工程计划2018年6月建成。
http://www.jrdao.com/topic-546018-0.html

该贴内容于 [2017-01-28 14:01:38] 最后编辑

长电2017年电量销售初探

2016年长电电量销售出现了一个非常明显变化，即参与了浙江省的电力市场竞价（约50亿度），此前，长电的电量销售（无论合同电量还是非合同电量，无论三葛还是溪向）都按国家发改委核定的电价执行，上网多少电量就结算多少电量。浙江市场化竞价如何定价？这个官司从年初打到年末，直到国家发改委亲自出面，下发了《关于溪洛渡水电站送电浙江协调意见的函》，才最终有了一个各方都接受的结果。

长电溪洛渡的电量销售目前分两部分，分述之：
1、合同电量（也称基数电量），上网电价=受电省煤电标杆上网电价（含环保电价）-输电电价（水电站上网关口至受电省电网接入口）。受电省煤电标杆上网电价=受电省煤电上网均价+环保电价，煤电联动调整的是受电省煤电上网均价，环保电价不调整（在新的环保电价政策出台前）。受电省煤电上网均价的调整依据是，发改委发布的该省年度电煤价格指数（价格指数的基准值为2014年电煤价格指数）。
合同电量的卖方是长电，买方是国家电网公司和南方电网公司。买方按国家核定价格购买水电站上网电量，即长电发电量减去厂用电之后的电量，承担包括线损在内的输电费用和受电省的销售义务。
2、直接交易电量，电量由受电省发改委或经信委确定或协商，交易电价=受电省交易试点平台集中竞价或长协价。这里需要特别指出的是，
A、集中竞价或长协价是每年年初受电省敲定的年度价格，不是受电省交易平台的每月竞价价格和日前竞价等更小时间单位内的价格，一经确定，量价一年不变。
B、直接交易电量是受电省落地电量而非长电在水电站关口的上网电量，直接交易电量=水电站上网电量-输电线损电量；交易价格是受电省的落地电价，包含了线损以外输电费用。这种销售模式，发电商和输电商捆绑在了一起，是电量的“联合卖方”，买方是受电省的电网公司，而非受电省终端用户。
C、“联合卖方”如何分割利益？国家发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知（发改价格[2015]962号）有明确的规定，按照“风险共担、利益共享”原则协商，与输电商分割利益的具体方案看过来看过去，唯一的简单明了的操作办法是，长电在受电省直接交易电量的价格=国家核定价格-（国家核定价-直接交易价）/2，即直接交易价格的收益和风险各自承担一半。

三葛非合同电量市场化销售借道出海
2017年，长电的全部受电省市均出台了市场化竞价改革方案，且各省市均大幅度上调了市场化竞价年度总电量，今年各受电省市的直接竞价交易电量出现高速增长，这一点是确定无疑的。
长电要做好全部电量的销售，争取最大利益，必须做到全部上网电量（合同电量+直接交易电量）与年度实际总发电量/总上网电量准确契合（在买卖双方合同允许的偏差值之内）。
长电的合同电量是固定的、价格执行国家核定价格；直接交易电量在每年2月底前签署，价格通过受电省交易平台竞价或按年度长协定价。而年度实际总发电量由每年的实际来水量和优化调度决定，前者有较大的不确定性，后者可以减少一部分不确定性，长电生产部门在每年2月份前只能确定一个粗略的年度发电计划，不可能做到年初的年度发电计划与全年实际发电量高度契合。

解决这个问题，可以依靠发电权转让解决：
三葛电量依目前规定，电网需全额消纳，而三葛的合同电量（三峡825.9亿度，葛洲坝154亿度）明显低于总销售电量，在溪向直接交易电量无法满足合同时，可以左手倒右手，由三葛接手一部分发电权售电。
2、与湖北能源、上海电力、广州控股等关联企业互为发电权转让替补。以湖北为例，湖北能源是2017年湖北省参与年度电力市场竞价的21家发电商之一，文件显示清江梯级电站参与市场化竞价，清江梯级电站的主要功能是为湖北电网调峰，享受着0.4----0.5元/度的高电价，为何要趟市场化竞价这个远低于调峰电价且低于湖北省煤电标杆上网价的混水呢？其中的奥秘显而易见。
3、通过以上分析，溪向和清江梯级电站的直接交易电量，可以尽可能做大（大于本电站最大发电量），满足不了直接交易电量的部分，三葛顶上去。三葛理论上非合同电量即便减少至零，也是按规则出牌，谁也说不出什么来。

主题：2017年长电重要市场市场化电价
http://www.jrdao.com/topic-546269.html

该贴内容于 [2017-02-14 10:37:45] 最后编辑