5月17日主持召开国务院常务会议，围绕推进供给侧结构性改革、激发市场活力和社会创造力，确定在落实好前期已出台涉企减负政策的基础上，再推出一批新的降费措施。其中包括：推进省级电网输配电价改革，合理降低输配电价格;扩大发电企业和用户直接交易规模;调整电价结构，通过取消工业企业结构调整专项资金、降低重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准、[B]适当降低脱硫脱硝电价等措施，[/B]减轻企业用电负担;采取降低管道运输价格、清理查处乱收费等措施，降低省内天然气管网输配价格。

简评

电力体制改革大背景下，降低环保电价属预期之中

早在2015年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》就指出，要逐步完善电价形成机制：单独核定输配电价，分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成。放开竞争性环节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开，并配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。从现阶段来看，输配电价改革是新一轮电改的核心内容和客观要求，而分类交叉补贴问题是输配电价改革的重点领域和薄弱环节。

超低排放带动电价补贴高企，市场化竞争欠缺

在超低排放改造全面实施以来，对于环保电价的政策和补贴支持力度逐渐加大。2015年12月发改委、环保部、能源局发布《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》中提出如下补贴标准：2016年1月1日前已并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价1分/千瓦时;2016年1月1日后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价0.5分/千瓦时，调整后脱硫、脱硝、除尘达标的电价补贴，最高累计可达3.7分/千瓦时。因此我们认为，提出降低脱硫脱硝电价等措施在意料之中，而且有利于打破现有电力体制的利益壁垒，更好迎接市场化竞争。
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完全无视在其他多个国家，没有给火电补贴的情况下，可再生能源的发电成本已经降得比最好的火电还低--这也还没算环境成本。

煤电机组拿环保补贴，也就只有中国才有的现象。究其原因，中国的电力管理当局中占绝大部分官员是煤电出身，刻意保护煤电利益是自觉不自觉的行为，这些官员不去职或不彻底改变思维，难以真正改革到位。
未来煤电环保补贴取消是大方向。分阶段取消的可能性大。

该贴内容于 [2017-08-15 15:51:11] 最后编辑

[17 11:29] 逍遥自在: 咦，突然想起了，前两天说886比900强的那个人呢
[17 11:29] 大股神: 886今天比900强
[17 11:50] 追求共同价值: 逍遥那个人是WH1718是个顽固不接受普适价值的主，他怂恿135把我从群里踢了出来，他还嘲笑我们买牧原，他买了川投亏惨了哈哈哈
[17 11:53] 追求共同价值: 他来广州叫我请他吃一顿饭我没答应他就怀恨在心经常对我冷嘲热讽

说说国投火电今年上半年有多惨
国投公告了2017年上半年火电厂的发电量数据。以天津北疆2台100万千瓦超超临界机组为例，上半年发电量为30.61亿度，如果两台机组上半年都在运营，每台机组额定出力（满发）的利用小时1530.5小时，折合成天，仅为63.77天满发，折合成月，仅为2个月出头满发。
如此低的负荷，开两台机组成本太高。降低成本的办法是上半年一台机组运行半年，另外一台机组停运检修半年，到了下半年两台机组轮替一次。按这种方式，一台机组上半年满发3061小时，折合成天，127.54天，折合成月，4.25个月。
一年8760小时，半年4380小时。一台机组在半年内持续运行，平均负荷率接近70%。
超超临界机组负荷率75%时，变成了超临界机组，负荷率50%变成了亚临界机组。煤耗相差20%以上，也就是说，北疆电厂不仅要承受今年高煤价之苦，还要承受煤耗变高之痛。
不寒而栗。

感兴趣的朋友，可以逐个计算所有国投煤电厂的机组利用和煤耗情况。

按国投公告，今年第二季度整体煤电厂上网电量88.46亿度，净增加上网电量3.42亿度，平均上网电价0.355元/千瓦时，上网电价净增2分钱，两项合计净增销售收入（不含增值税）2.476亿元。
按全国2016年整体供电煤耗312克/千瓦时计算用煤量（标煤，含厂用电），第二季度全部发电量94.77亿度需使用295.6824万吨标煤，粗略估算标煤价格每吨上涨不低于200元（注意，说的是标煤，相当于5000大卡煤吨价上涨143元），煤炭采购净增加成本5.914亿元。
仅此一项，恶化所得税税前收支不低于3.438亿。

此外雅江第二季度净利同比减少，赣能电力投资收益大幅下降。第二季度整体减利幅度不低于去年。

国投今年一季度业绩0.137元/股，去年第一季度业绩0.1829元/股。
国投去年第二季度业绩=0.219-0.1829=0.0361元/股。
国投今年第二季度业绩差不多也就去年的水平。
总体今年上半年业绩=0.137+0.0361=0.1731元/股。

我先前预计上半年0.1955元/股，估计达不到。


该贴内容于 [2017-08-17 20:36:14] 最后编辑

我有长电，一览众山小。

两河口到底会增加下游多少电量？
（略有修改）

两河口电站增加下游水电站发电量，这是确定的，一年能净增加多少？我大致做个测算。
首先要搞清楚两河口调节水量的基本原理。
目前下游汛期存在弃水问题，两河口在汛期通过减少下泄流量，即通过蓄水（同时也是减少发电量，并同时减少中游各级水库汛期发电量）以确保下游各级水电站理论上不弃水，实现下游水能利用率最大化，同时实现下游各级水库汛期发电量不减少的目标。所以，两河口在汛期的调蓄目标是：中游一库七级水电站在汛期通过蓄水，减少中游发电量，实现下游不减少发电量，并把汛期蓄水量（即原来的弃水量）挪到枯水期发电。
汛期两河口蓄水N亿立米，20亿立米＜=N＜=65.6亿立米，长江防总要求两河口预留20亿立米，两河口最大调节库容65.6亿立米，一般年份里，两河口是多年调节水库，不可能蓄满，如多年按80%计算，调整N取值范围：20亿立米＜=N＜=52.48亿立米。
按最理想的方式，每年两河口汛期蓄水65.6亿立米，每年实现正常蓄水。下游总落差932米，90%算作实际可利用的发电水头（来水蒸发量、渗透损失+总水头利用小于总落差合计算10%），可以粗略计算如下：
枯水期下游增发电量=92%*9.8*65.6*10000*10000/（发电天数/24小时/3600秒）*（932*90%）米*24小时*发电天数=92%9.8*65.6*10000*10000/3600*838.8=137.8亿度
两河口等中游一库七级，汛期减少的发电量在平枯期补齐。

两河口给金沙江、长江年净增多少发电量？
雅江河口以下第一个水电站是金沙江水电站正常蓄水位1022米，向家坝正常蓄水位380米，这一段落差642米。
三峡正常蓄水位175米，葛洲坝下游枯水期算40米，这一段落差135米。
两段合计777米，按90%利用率计算699.3米。
两河口给金沙江、长江库平期净增发电量=92%*9.8*65.6*10000*10000/（发电天数/24小时/3600秒）*（777*90%）米*24小时*发电天数=92%9.8*65.6*10000*10000/3600*699.3=114.8亿度

两河口给雅江中游净增加多少发电量？
假设中游一库七级全部建成，引用华东勘测设计院数据：年净增约46.4亿度（该数据考虑了两河口合理的多年平均蓄水率，且为中游一库七级补齐了汛期减少电量后的年净增发电量）。

多年年均蓄水率
假设两河口以下至葛洲坝，汛期上游蓄水期间不减少发电量，并假设雅江公司自己对外宣布的增加平枯期电量225亿度是有根据的。
那么雅江公司核算的平枯期增加225亿度，是基于两河口多年平均蓄水量占正常蓄水量的70%计算得来的，（225-46.4）/（137.8+114.8）

1、两河口为雅江中游年净增46.4亿度（目前仅建设扬房沟）；
2、两河口为雅江下游年净增=(225-46.4)*932/(932+777)=97.4亿度；
3、两河口为金沙江、长江葛洲坝以上年净增225-46.4-97.4=81.2亿度。
以上合计225亿度。

该贴内容于 [2017-08-21 17:22:57] 最后编辑

雅砻江中游一库七级能盈利吗？
（修改版）

先看基本数据：
两河口总投资664.57亿元。电站总装机容量300万千瓦，多年平均年发电量110亿千瓦时
杨房沟水电站规划安装 4 台 37.5 万千瓦混流式水轮发电机组，总装机容量 150 万千瓦，单独运行时年均发电量 59.623 亿千瓦时，与已核准建设的上游两河口水库电站联合运行时年均发电量 68.557 亿千瓦时。工程动态总投资 200.02 亿元。

基本测算：
两电站总投资864.49亿，其中20%资本金172.898亿，融资负债691.592亿。总发电量277亿度（包括杨房沟和雅江下游年净增发电量97.4+10=107.4亿度）。
1、发电收入，2016年四川水电平均上网电价约0.3元/千瓦时/2016年雅砻江水电公司平均上网电价0.289元/千瓦时，按高电价计算（投产时已市场化），扣除12%增值税的发电收入为73.13亿元。
2、财务费用，按长期贷款利率5%计算，财务费用864.49*80%*5%=34.58亿
3、折旧：按3.8%计算，固定资产投资按总投资90%计算，折旧费用864.49*90%3.8%=29.57亿
4、其它经营和管理费用按每座电站5亿=2*5=10亿计
5、以上税前利润1-2-3-4=-1.02亿元
整体评价：按20%资本金、将雅江中下游全部年净增电量归属两河口和扬房沟，这两个项目的测算结果是处于盈亏平衡点。

把资本金扩大到50%：
财务费用减少12.97亿，税前利润为12.97-1.02=11.95亿。
整体评价：按50%资本金、将雅江中下游全部年净增发电量归属于两河口和扬房沟，这两个项目资本金回报率2.77%。11.95/（864.49*50%）。

雅江公司在建工程一览/雅江公司极限能力
（略有修改）

昨天查阅了雅江公司2016年年报，在建工程大致情况如下：

1、两河口、扬房沟合计累计完成投资243亿，两工程的预算为864.6亿，其中两河口完成投资预算31.76%，扬房沟完成投资预算16.01%，两河口开工三年，投资不及三分之一，按这个进度，从2017年算起，全部投产大概还需要6年，至2022年。
2、锦屏一、锦屏二和桐子林，还有约49.1亿尾工尚需投资，应为非经营资产。
3、卡扬公路预算38.08亿，实际投资52.18亿，接近完工。
4、其他工程尚需继续投资107.5亿，这些工程估计为配套工程，也应归属非经营资产。

以上工程在未来6年内完工的话，需要继续投资778.2亿，考虑两河口扬房沟尾工50亿，可以磨上三年五载，未来6年需要完成投资728.2亿，如果按50%资本金，需要364.1亿，年均资本金需求60.68亿（假设两河口扬房沟已完成投资部分的资本金比例为50%）。

财务规划：
1、折旧用于还本付息，2016年折旧32.61亿，2016年利息支出35.9亿，支付利息不够啊，还本是没指望了----现有债务规模缩减没指望了，没关系，假装够。
2、每年新增净利润用于资本开支和分红。

未来6年假设年均净利润为73.29亿（2016年合并报表归属母公司净利润），可用于分红的净利润12.61亿，6年累计75.66亿，雅江公司滚存未分配利润79.72亿，合计155.38亿，把本全部吃光（此举累计额外新增负债79.72亿），每年向两投分红155.38/6=25.9亿。
今年两投向全体股东分红44.04*0.3+67.86*0.202=26.92亿。

在建工程按50%资本金：
1、六年后资产中的有息债务在现有基础上膨胀178亿。（财务费用-折旧）*6+79.72+（107.5+49.1）*50%
2、两河口扬房沟全部机组投产后，年新增净利12亿（有税收优惠政策），总的有息负债=现有资产中的有息负债+178亿+（864.6-243）*50%。新增负债488.8亿（未考虑尾工），按年利息5%计算，新增负债的利息支出为24.4亿，新增折旧864.6*90%*3.8%=29.6亿，新增折旧仅高于新增利息支出5.2亿，膨胀后总的有息负债仍然无法有效缩减，如果遇上一段时期银行利率水平提高，雅江的盈利能力会被严重削弱。
结论：雅江水电资产质量因两河口扬房沟建设而大幅度下降。
3、2022年后，雅江公司规划中的中游其它五级电站进入开发，新增投资1135亿，新一轮水电资产质量恶化开始......

雅江这种极限分红能力，都用于了两投每年向全体股东支付的股息，没钱支撑国投煤电和其它业务的扩张需求，同样没钱支撑川投其它业务的扩张需求。

至于雅江风光开发投资3077亿，呵呵，还是歇菜吧。

两投业务模式：
前面一只老虎（雅江），后面跟着几只秃鹫（煤电风光等业务），后面的胃口越来越大，前面的日子日渐艰难。

该贴内容于 [2017-08-22 13:40:55] 最后编辑