水电调研报告 u 调研目的： u 了解径流式水电站和坝后式水电站运作情况，了解水电站当前运行，并判断水电在后期对于火电可能形成的增量替代，以此分析动力煤后期的需求变化情况。 u 调研路径： 本轮调研针对长江沿线三座水电站，调研团队辗转葛洲坝、三峡大坝、向家坝三座水电站。其中葛洲坝为径流式水电站，三峡大坝和向家坝水电站为坝后式水电站。从流域分布看，沿着长江顺江而下，分别为向家坝，三峡大坝，葛洲坝。其中葛洲坝可对三峡工程因调洪下泄不均匀流量起反调节作用。在三峡集团中，溪洛渡、向家坝、三峡大坝、葛洲坝四座水电站采用四库联调机制，合理利用水力资源。 u 调研解决的问题： 调研反馈的情况，解决了以下市场关心的问题： 1、市场担心的今年汛期是否会出现类似98年的洪水，进而带来经济损失？从来水量来看，2012年的来水量并不比1998年小，但在三峡等一系列水利枢纽的提前防控和调节下，并未造成严重影响。当前的来水量尚未达到10年一遇的水平。而且本轮汛期并不集中于长江一个流域的降水，因此影响会小于之前。 2、水电发电量是否与来水的增加呈正向关系，来水越多，水电越充足？来水越多并不一定意味着水电量越充足，水电站更适应均衡来水。当来水过多超过水轮机所需流量，则会通过泄洪口进行弃水。 3、7、8月份水电量是否会较当前大幅提高？当前向家坝，葛洲坝，三峡水电站基本满发。后期即使降水增多，能够提供的边际增量贡献有限。 4、降水的区域和水电有较大关系。如果降水主要集中在下游，则发电反而是不利的，因为提高了下游水位，造成上下游落差变小。 u 结论以及操作建议： 1、7、8月份水电的增量发电有限。装机容量年内固定，来水量即使增加，但当前电站基本满发，继续增加发电量空间有限。 2、7、8月份动力煤需求显著上升。7、8月份是迎夏用电小高峰，电力需求激增，电厂耗煤量的上升在6月底已经开始出现。 3、供应缺口难以缓解。环渤海港口库存继续下降，电厂库存可用天数位于低位，而行政性的减产政策并未放松，供应的缺口无法缓解，港口锚地船舶数量增加显示了电厂对于电煤需求的增加。 4、供需缺口将在7、8月份扩大，建议动力煤期货延续多头操作思路。从基本面来看，当前看不到动力煤现货下行的可能，在限产政策放松前，动力煤的强势格局将延续，建议动力煤期货维持多头操作思路。 | |
水电机组基本满发，水电对火电增量替代有限 调研路径：本轮调研针对长江沿线三座水电站，调研团队辗转葛洲坝、三峡大坝、向家坝三座水电站。其中葛洲坝为径流式水电站，三峡大坝和向家坝水电站为坝后式水电站。从流域分布看，沿着长江顺江而下，分别为向家坝，三峡大坝，葛洲坝。其中葛洲坝可对三峡工程因调洪下泄不均匀流量起反调节作用。在三峡集团中，溪洛渡、向家坝、三峡大坝、葛洲坝四座水电站采用四库联调机制，合理利用水力资源。 | 图1三峡梯级水电站分布，红框所示为本次调研的三座水电站 | | |
一、大坝基础介绍1、葛洲坝： 葛洲坝水利枢纽位于中国湖北省宜昌市境内的长江三峡末端河段上，距离长江三峡出口南津关下游2.3公里。它是长江上第一座大型水电站，也是世界上最大的低水头大流量、径流式水电站，起到对三峡工程的反调节和航运梯级作用。 葛洲坝控制流域面积100万平方公里，多年平均流量14300立方米/秒。设计洪水流量86000立方米/秒，总库容15.8亿立方米，装机容量271.5万千瓦。最大坝高47米，坝顶长度2606.5米。 2、三峡大坝： 三峡大坝位于中国湖北省宜昌市境内，距下游葛洲坝水利枢纽工程38公里。三峡大坝坝长2335米，底部宽115米，顶部宽40米，高程185米，正常蓄水位175米。大坝坝体可抵御万年一遇的特大洪水，最大下泄流量可达每秒钟10万立方米。水库全长600余千米，水面平均宽度1.1千米，总面积1084平方千米，总库容393亿立方米，其中调洪库容约220亿立方米，调节能力为季调节型。三峡水电站的机组布置在大坝的后侧，共安装32台70万千瓦水轮发电机组，其中左岸14台，右岸12台，地下6台，另外还有2台5万千瓦的电源机组，总装机容量2250万千瓦。 3、向家坝： 向家坝水电站位于云南水富与四川省交界的金沙江下游河段，是金沙江水电基地最后一级水电站。电站上距溪洛渡电站坝址157公里，下距水富县城区1.5公里、宜宾市区33公里。向家坝电站装机容量640万千瓦，正常蓄水位380米时，保证年出电200.9万千瓦，多年平均发电量308.8亿千瓦。二、水电站当前运行以及7、8月份边际增量贡献2．1、水力发电对火电的替代作用明显，丰/枯水年水力发电量变化较大对于动力煤而言，其下游主要用途为火力发电，水力发电对火力发电能形成一定程度的替代作用。若7、8月份来水带来较多的水力发电量边际贡献，则会对动力煤需求形成明显的冲击。从我国发电量来看，2016年1-5月，全国累积发电量22676亿千瓦时，同比增加0.9%。水电和火电分项看，水力发电量累计同比增加16.7%，火力发电量累计同比下降3.6%。水力占总发电量的比例，从2015年1-5月的14.3%，提高到2016年1-5月的16.5%，说明水力发电随着装机容量的上升，对于火力发电替代愈发明显。作为动力煤的供需研究，水力发电量成为不可避免的一个问题。 水电的发电量，主要受两个因素影响：1、装机容量；2、当年是丰水年还是枯水年。 1、2015年后新增水力发电装机量不大。 从装机容量来看，经过2014年的快速扩张，2015年水力发电新装机容量开始下降（长江沿线的向家坝水电站、溪洛渡水电站均是在2014年投产）。2016年1-5月6000千瓦以上水力发电厂27979万千瓦时，同比增加4.8%，在经历了2014年的10%以上增长之后，水力发电新增设备有限，主要大江大河的水力发电建设已经逐步完备，部分未开发区域考虑到经济性，安全性等原因建设新电站意愿不足。 2、丰水年和枯水年影响较为明显 全国水电的新装机容量增速虽有下滑，但依然维持上升势头，因此，以总水电发电量很难看出丰水年和枯水年的变化。我们以固定水电站作为研究对象，更能反映丰水年和枯水年对发电量的影响。以三峡大坝为例，三峡大坝自2012年之后一直维持34台机组运作，上游水位维持在145-175m之间。从实际发电量情况看，2012年-2015年间，三峡发电量出现了明显的波动。在丰水年的2012年和2014年，年发电量均值984.65亿千瓦时，在枯水年的2013年和2015年，年发电量均值为849.185亿千瓦时，丰水年较枯水年均值发电量增加15.9%，说明水电受到气候的影响作用较大。 表1：三峡电站发电情况 数据来源：三峡集团、国泰君安期货产业服务研究所 2．2、当前几大电站已经满发，增量替代有限对于市场而言，关注边际量的变化。因为水电的装机容量在2016年年内不会出现大的变化，在2016年这个丰水年，市场更关心7-8月份的汛期，是否会带来水电增量相较于5-6月份明显增加，从而带动水力发电量的增加，以及如果出现洪水，是否会形成98年洪水的破坏。 1、今年洪峰是否会带来类似98年洪水的破坏力？从实际的来水量来看，2012年的来水量并不比1998年小，但在三峡等一系列水利枢纽的提前防控和调节下，并未造成严重影响。本轮汛期并不集中于长江一个流域的降水，因此影响会小于之前。 2、水电发电量是否与来水的增加呈正向关系，来水越多，水电越充足？ 来水越多并不一定意味着水电量越充足，当来水过多超过水轮机所需流量，则会通过泄洪口进行弃水。从几个发电站的设计流量来看，三峡电站满发流量3万立方米每小时，葛洲坝满发流量1.8万立方米每小时，向家坝满发流量6000立方米每小时。从最新的水库情况看，当前基本已经处于满发水位，水力发电量提高有限。 即使是7、8月份来水量比5、6月份继续增加，但考虑到当前电厂已经满发，继续提高发电量的空间不大。 表2：2016年6月26日长江主要水电站出库水流量 | 区域 | 入库（立方米/小时） | 出库（立方米/小时） | 上游水位（m） | 下游水位(m) | | 三峡 | 35000 | 31300 | 146.31 | 68.67 | | 葛洲坝 | 31300 | 31700 | 65.96 | 49.32 | | 向家坝 | 5000 | 5920 | 375.79 | 271.26 | | 溪洛渡 | 8500 | 4990 | 560.96 | 379.48 |
数据来源：三峡集团、国泰君安期货产业服务研究所 3、降水的区域和水电有较大关系。 水力发电的基本原理是将水的势能转化为电能，因此，在考虑降雨量时，必须要考虑降水的区域。只有当降水区域在水电站上游时，才能够带来较好的发电量，若降水集中在中下游地区，则反而会提高中下游水位，造成库区水位差下降，影响发电效率。 三、7、8月份动力煤现货的上涨格局已经明确本次水电调研，需要解决的核心问题是，水电在7、8月份能够带来多大的边际增量贡献，从调研反馈的情况看，水电的增量贡献并不明显，因此，若用电量上升，火力发电对于煤炭的需求量将进一步上升。 从动力煤当前的供需格局来看，7、8月份将出现明显的供需缺口。 3.1 国家煤炭限产政策严格执行，产区产量下降从供应来看，国家276天限产政策严格执行，对于煤炭供应的产量影响极大。已经公布的产量数据，2016年5月份全国原煤产量26375万吨，同比下降15.5%。1-5月份，全国累计生产原煤133904万吨，同比下降10.21%，同比降幅较上月增加1.4个百分点，5月产量较4月继续下滑。 需要注意的是，坑口价格和港口价格方面，4、5月份动力煤价格均呈现上涨态势，说明煤炭的产量下滑并非是经济性减产带来的，而是政策的严格执行带来的。调研反馈也支持政策性减产在5月份之后得到了加强。 几个煤炭主产区陕西、山西、内蒙古产量数据可以印证，陕西5月全省生产原煤3683万吨，环比下降7.7%，同比下降15.0%；1-5月份，全省累计生产原煤18893万吨，同比减少803万吨，下降4.3%。山西5月份规模以上企业生产原煤6325万吨，同比下降25.5%。1-5月份累计生产原煤32174万吨，同比下降13.2%。内蒙古产区5月份原煤产量6524万吨，环比下降3.7%，同比下降12.4%。 从港口库存来看，环渤海主要港口库存低位继续下滑。秦皇岛煤炭库存从6月1日439万吨，下降至6月24日的344万吨，下降21.6%。锚地船舶数量方面，秦皇岛、黄骅港、天津港、曹妃甸四港锚地船舶数量从6月1日的72.7艘，增加到6月23日的122.6艘，锚地船舶数量增加，说明船等煤现象严重，港口煤炭资源紧张。 3.2 七八月份将迎来用电小高峰从动力煤需求的季节性变化看，每年7-8月份是夏季民用电的小高峰。根据往年数据，7月份火力发电量水平均较6月份会出现环比上升。电厂日耗煤量已经可以看到，6大发电集团日均耗煤量从5月24日的56.7万吨，增加到6月24日的66.5万吨，电厂电煤库存可用天数从5月24日的24.49天下降至6月24日的18.53天，2014年至今，电煤库存可用天数的15%分位数为18.79天，也就是说，当前的电厂库存可用天数已经低于2014年至今的85%的时间，电厂低库存伴随着迎夏用电高峰，将刺激电厂的补库意愿。 综上，水电调研显示7、8月份水力发电增量有限。7、8月份火电需求上升，动力煤供应受到政策性的压缩暂时难以改变，供需缺口将在7、8月份凸显，操作上，建议动力煤期货合约延续多头思路。
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发表于 2016-10-14 13:39:31
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