汛期水电能够带来多大的边际增量贡献？
水力发电季节性特征较为明显
水力发电是利用水力(具有水头)推动水力机械(水轮机)转动，将水能转变为机械能。在水轮机上接上另一种机械(发电机)，随着水轮机的转动，将机械能转化为电能。水力发电在某种意义上是水的势能变成机械能，又变成电能的过程。
水电机组发电能力=流量×水头×效率。其中，水头为上下水位的差值，一般变化不大，汛期水头较额定水头小，枯水期水头较额定水头大，这主要跟大坝枯水期需要蓄水，而汛期需要排水有关。
事实上，汛期大坝的上游水位偏低，水头也相对偏小，枯水期因蓄水的关系，上游水位反而较高，水头也偏大。
据葛洲坝水电站工作人员介绍，葛洲坝重力势能转换为水轮机机械能的效率为95%，水轮机机械能转换为电能的效率为98%。
由于水头及效率相对固定，水电发电量与水流量关系最大，发电量会随着来水量的变化而呈现季节性的变化。
另据了解，三峡水电站正常蓄水位为175米，防洪限制水位为145米，最高下游水位为83.1米。一般情况下，6月10日前，水库蓄水位会从175米降至145米，9月10日（丰水季中后期）开始，每天以0.5米的速度蓄水，到枯水期，水位基本可至175米。此外，三峡水电站的水头在71—113米，额定水头在80.6—85米。其中，左岸为80.6米，右岸为85米。与葛洲坝水电站一样，三峡水电站也是枯水期上游水位高，水头大，而汛期上游水位低，水头小。
福能期货动力煤研究员方婕认为，水流量影响机组开机数，水头影响水资源利用率。
“汛期，长江水域多数电站在满负荷运转，直到汛期结束，水电站机组才有机会进行检修。”葛洲坝水电站工作人员解释，葛洲坝机组的检修时间为10月1日至次年5月25日，由于来水量逐渐减少，机组可轮换着检修。
相比葛洲坝，向家坝水电站机组规模小，只有8台，检修时间相对短一些，主要集中在11月至次年4月底。正是检修时间短，向家坝机组的可利用小时数相对高一些。
数据显示，截至5月，全国规模以上电厂水电发电量为3743 亿千瓦时，同比增长 16.7％，水电机组平均利用小时数为1295.15，同比增长13.44%，而年初，水电装机容量同比增幅仅4.9%。可以看出，1—5月水电发电量增加的主要原因是机组可利用小时数增加。
据了解，1—5 月，降水量最多的地区依次是江西、广东、广西东部、福建、江苏和浙江，主要集中在长江中下游。前5个月水电发电量增幅较大，一是水电淡季基数较低，可利用小数时较低，降雨量增加后，机组可利用小时数有所提升；二是小水电机组发力，从主要降雨区域来看，小水电机组分布广，对水电增加的贡献也大。
“7—9月，汛期到来，降雨量虽然增加，但多数水电机组会满负荷运行，水电发电的增量，将更多得益于机组装机容量的提升。预计三季度水电发电量同比增幅在5%—8%，增幅环比回落。”中信期货动力煤研究员崔春光说。
水流量与发电量成正比有前提
在调研中，期货日报记者了解到，洪水来势过猛，水流量虽然很大，但对水电站发电无益。水电站有其全部机组对应的满负荷流量，超过该流量，电站会开启泄洪闸口，将过多的水资源释放。此过程称为泄洪。
水电站有独立的泄洪闸口，其位于大坝中部。泄洪闸口数量×单个闸口最大流量=大坝最大泄洪量。泄洪闸口两侧分布发电机组。
据葛洲坝水电站工作人员介绍，葛洲坝有27个泄洪闸口，均位于大坝中部，两侧分别是葛洲坝左岸发电站和右岸发电站，机组总计22台，总装机容量296万千瓦。大坝全部机组满负荷发电时，水流量需1.8万—2万立方米/秒。超过该流量，就要考虑开启泄洪闸口，将过多的水量排出。
调研当天，水流量达到2.4万立方米/秒，葛洲坝水电站开启了4个泄洪闸口。
三峡水电站及向家坝水电站也是类似设计，大坝的中部为泄洪坝，发电机组的坝段位于泄洪坝的两侧。不同的是，大坝泄洪速度更快。
据三峡水电站工作人员介绍，三峡水利枢纽主要由大坝、水电站和通航建筑物三部分组成，泄洪坝段居中，两侧为电站厂房和非溢流坝段，当汛期水流量达到3.1万立方米/秒时，32台机组就可满负荷运转。
“向家坝水电站是金沙江梯级开发中的最末端一个电站，2015年竣工，以发电为主，兼顾防洪、改善通航条件和灌溉，同时具有拦沙和对溪洛渡水电站进行反调节的功能。当流水量达0.6万立方米/秒时，向家坝8台机组就可满负荷运转。”向家坝工作人员介绍。
“超过满负荷流量，水电站就会泄洪。泄洪说明该电站全部机组是满负荷发电的，只是富裕的水资源不便储存，未能将‘洪水资源化’。”上述葛洲坝相关负责人表示，为了达到“洪水资源化”的目的，水电站正在努力，如今已实现长江四库联调，共同防御洪水，由国家电网统一调动，最优化发电。
联调电站从上游到下游，分别有溪洛渡水电站、向家坝水电站、三峡水电站及葛洲坝水电站。当洪水来袭，根据洪水发生区域、发生时间，并结合各水库当时的水位及蓄水能力，分级对洪水进行一定的储蓄，避免水资源的浪费。
当前，三座水电站的水位基本处于满发状态，后期发电量提高空间有限。
“今年长江洪峰或出现在7月，三峡水电站洪峰时的水流量预计为6.5万—6.7万立方米/秒，小于2009年同期的7万立方米/秒，属于可控范围。”上述三峡水电站工作人员说。
此外，降水的区域和发电量也有关系。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，才能提升发电量，若降水集中在中下游，反而会提高中下游水位，造成库区水位差下降，进而影响发电效率。
“即使7—8月来水量增加，但考虑到当前水电站已经满发，继续提高发电量的空间不大。”国泰君安期货黑色研究员金韬补充说，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，未造成破坏性影响。此外，本轮汛期的降水并不集中于长江一个流域，其影响也会小于之前。
沿海省份水电替代效应在增强
水电虽为清洁能源，但由于成本偏低，上网电价较火电低。整体来看，大型电站上网电价有所不同，这与电站所处的位置及其供电的终端都有关系。
葛洲坝水电站送往湖北的水电，上网电价为0.195元/千瓦时，其余为0.255 元/千瓦时。三峡电站送湖北的水电，上网电价为0.2506元/千瓦时，其余为0.2525元/千瓦时。向家坝通过直流线路将发电量的80%—90%输往上海，上网电价为0.3149元/千瓦时。
若前期投资已收回，或拆迁费用较低，在运行成本低廉的背景下，水电站的利润就很可观了，明显好于火电厂。以三峡水电站为例，其综合上网电价约为0.25元/千瓦时，利润近0.125元/千瓦时，利润占销售价格的50%。
崔春光给出一个例子：江苏某火电厂6月的燃料长协价格为402元/吨，发电完全成本为0.24元/千瓦时。其中，燃料成本为0.157元/千瓦时，设备折旧、管理费用及人工费用为0.083元/千瓦时，扣除税费为0.0695元/千瓦时，利润仅剩0.10元/千瓦时。
上网电价较低，但水电站利润良好，水电对火电的替代效应逐渐增强。
葛洲坝、三峡及向家坝三座水电站中，对电力消费地区煤炭消耗产生抑制的是三峡和向家坝水电站，因为它们通过特高压及高压线路，将电能输送至沿海省份，而葛洲坝的电力资源主要在湖北省内消纳。
三峡水电站最大输电半径为1000公里，电能主要送往华东、华中和广东，输电占比分别为40%、40%和20%。三峡水电站位于国家电网和南方电网之间，它的建成，促进了全国电力联网的形成。
向家坝水电站主要供电华东地区，兼顾川、滇两省。向家坝水电站的电能通过特高压直流线路，优先供应上海。向家坝水电站的电能通过500千伏交流变电站发至800千伏直流变电站，再通过800千伏直流特高压线路输送至上海。在此过程中，由于使用直流电输送，损失较小。
“西南水电的特高压配套建设，使得水电资源较稳定地输送至华东地区。”崔春光说，由于西南富水电，而华东为主要电力消费区域，因此国家在西南建设大型水电站的时候，会配套建设相应的特高压线路。如2009年11月13日投运的向家坝—上海的800千伏直流特高压线路、2012年12月12日投运的锦屏—苏南的800千伏直流特高压线路及2014年7月3日投入运营的溪洛渡左岸—浙江金华的800千伏直流特高压线路。通过特高压线路将水电输送至沿海省份，以减少当地煤炭需求。
崔春光算了一笔账：目前特高压及高压对接的四大电站，通过输送水电，每年对华东地区标煤的消费量减少约3687万吨。其中，三峡水电站向华东地区输送水电约356亿千瓦时，相当于节省标煤1092万吨；向家坝水电站向上海输送水电约262亿千瓦时，相当于节省标煤804万吨；溪洛渡左岸水电站每年向浙江地区输送水电约400亿千瓦时，相当于节省标煤1228万吨。
动力煤现货价格上涨预期强烈
本次调研，要解决的核心问题是水电在7—8月能够带来多大的边际增量贡献。期货日报记者从反馈情况看，水电的增量贡献不会太明显，主要原因是目前水电已处于满负荷运行状态，后期发电量提升空间有限，除非再加大装机容量，但这需要一定的时间。若是用电量上升，那火力发电对于煤炭的需求量将进一步增加。
从基本面来看，7—8月预计会出现明显的供应缺口。
供应端，276个工作日政策正严格执行。已公布的产量数据显示，2016年5月，全国原煤产量为26375万吨，同比下降15.5%；前5个月，全国累计生产原煤133904万吨，同比下降10.21%，降幅较前4个月增加1.4个百分点。
4—5月，不管坑口价格，还是港口价格，均呈上涨态势，也说明煤炭产量下滑并非经济性因素所致，而是政策的严格执行引发的。
分产区，陕西5月生产原煤3683万吨，环比下降7.7%，同比下降15.0%，且1—5月全省累计生产原煤18893万吨，同比减少803万吨，降幅为4.3%；山西5月规模以上企业生产原煤6325万吨，同比下降25.5%，且1—5月累计生产原煤32174万吨，同比下降13.2%；内蒙古5月生产原煤6524万吨，环比下降3.7%，同比下降12.4%。
“造成内蒙古产区产量5月环比下降的原因是安监局严格了煤管票的控制。煤矿要按照自身的核定产能领取煤管票，没有煤管票的煤炭，出省困难。”金韬解释。
6月港口库存数据显示，环渤海主要港口库存继续下滑。秦皇岛煤炭库存从6月1日的439万吨下降至6月24日的344万吨，降幅为21.6%。与此同时，锚地船舶数量则在增加。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艘增加至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。
崔春光认为，在国家供给侧改革的引导下，动力煤行业已出现曙光，供需结构在持续改善。供应端，下半年产量下滑幅度预计在7%—10%。需求端，受工业用电量趋稳及水电增速放缓影响，下半年火电需求同比降幅将缩窄，预计为2.76%。
供应缩减幅度大于需求下降幅度的预期下，市场对煤价的看涨心态浓厚。
这几天，7月煤炭涨价的呼声再起。大家都在等“4+1”会议的结果，而让人不安的是，会议并未如期召开。就在周三，有知情人士透露，7月大型煤企的下水煤价格上涨15元/吨。
“下半年，动力煤供应降幅可能大于需求降幅，煤炭价格仍会上涨，企业利润将持续修复。同时，行业深度整合，落后产能也会加速退出。”崔春光表示，在各环节库存偏低的格局下，动力煤三季度价格上涨幅度将高于四季度。其中，7—8月上涨30—45元/吨；9月需求虽有下滑，但电厂补库将提前，价格会平稳运行甚至小幅上涨；10—12月，北方冬储启动及需求旺季到来，价格将稳中上涨，不过受煤矿复工及电厂提前补库的影响，涨幅或小于夏季。
在金韬看来，7—8月水力发电增量有限，火电需求上升，但动力煤生产受政策压缩，供应缺口将显现。操作上，建议延续多头思路。
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