2020年后的长江电力(轉貼)
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1、我国能源资源的特点:我国能源资源具有总量多、人均量少和区域分布不平衡三大特点:一是水能、煤炭资源较丰富,油气贫乏。我国的水能资源总量和经济可开发量均居世界第一,煤炭远景储量和可开采储量均居世界第二。石油和天然气资源比较贫乏,分列世界第10位和第22位。这一特点决定了我国今后的电源结构仍将以煤电和水电为主。二是人均能源资源相对贫乏,仅为世界平均水平的40%。为了保障电力能源的持续供应,促进我国经济健康发展,必须提高能源使用效率,推广应用节能技术。三是能源资源和生产力发展呈逆向分布,能源丰富地区远离经济发达地区。我国23以上的经济可开发水能资源分布在四川、西藏、云南,煤炭资源23以上分布在山西、陕西和内蒙古。东部地区经济发达,能源消费量大,能源资源却十分匮乏。西部能源基地与东部负荷中心距离在500~2000公里左右。建立长距离、大容量的输电系统成为必然。2、水能资源的开发形势:我国经济进入快速发展的新阶段,电力需求高速增长,单位能耗反弹,能源供给无法长期维持经济快速增长的需要,环境污染严重和代价过大。为此,国家强化了节能减排政策,鼓励大力发展水电,优先安排水电上网,水能资源得到了空前的重视,开发速度大大加快。一是鉴于能源价格持续走高和电力需求快速增长,经济可开发总量占技术可开发总量的比重大幅度提高,全国主要水电基地的规划容量大幅度增加,并得到了GWY和国家有关主管BW的批准。二是国家主管部门全面调整了水能资源的开发顺序,过去是先干流后支流,先下游后上游,现在变成了统一规划、齐头并进。三是国内主要水电基地的开发权被迅速瓜分,水能资源争夺激烈,开发主体的积极性空前高涨,大批水电项目的前期工作在快速推进,基本具备开工条件的项目取得了移民、税收、信贷的大力支持。四是在这新一轮的水能资源开发热潮中,各级和开发主体更加重视生态环保和民生发展,相关投入大幅度增加。3、水能资源的开发特点:水能资源开发是一项涉及防洪、发电、航运、环保、民生等方面的综合工程,开发的商业价值主要体现在水力发电上,开发的责任和效益体主要体现在防洪、航运、环保和民生等方面。水能资源开发的主要特点是:建设周期长:由于大量采用新的施工组织、技术和工艺,施工机械化程度大幅度提高,以及信息化手段的普遍应用,目前水电建设周期与二十年前相比,缩短了三分之一以上,但仍比其它类型的电源点建设周期长。造价高:大型火电项目每千瓦单位造价是3500---5500元。三峡水电站的每千瓦单位造价达近10000元,未来金沙江下游水电站的决算造价预计在7000元以上。造价高的主要原因是:建设期间的财务费用高,物价上涨对造价也有显著的影响。利益诉求复杂:水电站的建设涉及到国家、地方、投资主体、库区移民、电网公司和受电省份,以及交通运输、文物考古、生态环保、旅游服务等行业,需要众多的管理部门共同参与复杂和长期的协调沟通,解决各种实际问题、矛盾和冲突。4、水力发电站的运行特点:水力发电站的运行具有水资源转化率高、来水不均衡和年差异较大、汛期防洪和干旱期补水任务重、上网电价低的特点。水力发电站利用水头的势能转化为水轮机动能,再将动能转化为发电机电能,大型水电机组的总体转化率达到80%----95%,远高于大型火电机组35%----45%的水平。河流天然来水量的分布在一年中有很大的不均衡性,汛期时间一般为69月,但流量占年流径量的60%--80%。在不同年份也表现出差异性,每数年内有一次小洪水年和一次小枯水年,每数十年内有一次大洪水年和一次大枯水年,每百年内有一次特大洪水年和一次特大枯水年。在同一水系或流域中,支流、上游与干流、下游相比,不均衡性和差异性更大。大型水电站汛期防洪任务第一,发电、航运等退居其次,汛前削库,运行水位降到防洪水位,拦蓄上游洪水,汛末蓄水恢复至正常运行水位。在下游出现旱情和枯水期,水电站水库要兼农业和航运用水、人民生活用水,利用调节库容为下游补水。由于长期以来没有考虑生态环境的治理成本、水资源税征收有限和库区移民补偿标准较低,水力发电公司在诸多电力提供商中,发电成本最低,在目前的计划TZ下,水电上网电价也低于其它类型电源点上网价格。今后水电的总体发展趋势是:电价上涨,成本增加,收入收益快于成本增长。5、改善来水不均衡的主要办法是全流域的整体开发,充分利用水能资源,在各梯级水电站形成调节库容,将汛期来水搬到枯期向下游补水。改善来水不确定的主要办法是全流域保持水土稳定、增加森林植被覆盖率,稳定生态环境。在很长一段时间内,国家和开发主体注重防洪、航运和发电效益,忽视移民、环保等问题,使得相当一批水电站在运行期间出现了比较严重的民生矛盾和水土流失,在国内出现了反坝呼声,一度发展到利益群体之间脱离客观事实和偏离问题本质的尖锐对立。正本朔源,水能资源的开发利用应立足于以下基本原则:中国的能源结构决定了水能资源必须被大力开发利用核心是河流流域在自然状态和开发状态下生态环境的保护问题在火电严重的环境污染与水电对生态产生现实和潜在问题之间,两害相权取其轻借鉴历史经验和教训,在今后水能资源开发中,大幅度增加用于民生发展和生态环保的投入,将生态环保纳入产业发展轨道,实行市场化运做。二、长江电力的研究方法:研究长江电力,应立足于SX总公司的发展问题,理清思路:1、取得长江中上游干流和金沙江下游水能资源开发权后,如何完成开发工作如何进一步取得更多的水能资源开发权并持续开发在电力行业进一步改革和重组的大形势下,如何扩大电力资产规模和市场占有率, 追求竞争有利和经济效益2、目前制约SX总公司快速发展的最大问题是资金严重不足。在电力企业兼并重组、新一轮水电建设高潮和长期高通涨的大形势下,只有尽快完成发电资产整体上市,借助资本市场的资金力量,比较彻底地解决资金瓶颈问题。整体上市融资额度应不低于1000亿元,才能满足金沙江上游4个梯级、川江重庆段3个梯级水电开发、收购能源公司股份和偿还三峡水电站巨额债务的资金需要。3、根据SX总公司的战略发展规划,以2020年为投资评估时点,重点分析:长江中上游流域整体开发进度、梯级联合调度条件下年发电量增加和电价边际变化对赢利能力影响。三、长江中上游流域水能资源和开发主体:金沙江指青海省玉树县境巴塘河口至四川省宜宾岷江口,长2308公里,上接通天河,下接长江,位于我国第一至第二阶梯的过渡地段,水能资源丰富,金沙江流域的干流和支流可开发的水能资源达11964万千瓦,其中最大支流亚砻江水系可开发的水能资源达3360万千瓦,是我国规划的具有重要战略地位的最大水电基地。根据国务院批准的长江流域综合利用规划简要报告,金沙江中下游规划兴建梯级电站12座,装机总容量为5858万千瓦,年发电量为2632亿千瓦时。2000年,国家发改委正式授权中国三峡总公司先期开发金沙江下游河段的乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝4座电站,规划装机总容量为3800万千瓦,年发电量为1744亿千瓦时。2004年国务院批准了金沙江中游水电开发规划,2005年国家发改委授权云南金沙江中游水电站开发有限公司多家发电集团出资开发金沙江中游水能资源,规划方案为一库八级,总装机2058
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要把长江水能资源开发的重点转移到上游来
【摘要】：正 去年,四川省政协经济、科技、工商三个工作组多次联合举行专题座谈会,先后邀请省计经委、省水电厅、省煤炭厅、西南电管局、水电部成勘院和成都科技大学、四川工业大学等单位,以及科技界各有关方面的学者、专家、科技人员、领导干部100余人,集中讨论了四川电力、特别是长江上游水能资源的开发问题。现纪要如下。一、“捧着金碗讨饭”的矛盾
【作者单位】：
【关键词】：
【正文快照】：
、去年,四川省政协经济气科技、工商三个工作组多次联合举行专题座谈会,先后邀请省计经委、省水电厅、省煤炭陈·西南电管局、水电部成勘院和成都科技大学、、四)ll工业大学等单位,以及科技界各有关方面的学者、专家。科技人员、领导干部100余人,集中讨论了四川电力、特别是长
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长江中上游流域水能资源和开发主体
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1、我国能源资源的特点：我国能源资源具有总量多、人均量少和区域分布不平衡三大特点：
一是水能、煤炭资源较丰富，油气贫乏。我国的水能资源总量和经济可开发量均居世界第一，煤炭远景储量和可开采储量均居世界第二。石油和天然气资源比较贫乏，分列世界第10位和第22位。这一特点决定了我国今后的电源结构仍将以煤电和水电为主。
二是人均能源资源相对贫乏，仅为世界平均水平的40%。为了保障电力能源的持续供应，促进我国经济健康发展，必须提高能源使用效率，推广应用节能技术。
三是能源资源和生产力发展呈逆向分布，能源丰富地区远离经济发达地区。我国2/3以上的经济可开发水能资源分布在四川、西藏、云南，煤炭资源2/3以上分布在山西、陕西和内蒙古。东部地区经济发达，能源消费量大，能源资源却十分匮乏。西部能源基地与东部负荷中心距离在500～2000公里左右。建立长距离、大容量的输电系统成为必然。
2、水能资源的开发形势：我国经济进入快速发展的新阶段，电力需求高速增长，单位能耗反弹，能源供给无法长期维持经济快速增长的需要，环境污染严重和代价过大。为此，国家强化了节能减排政策，鼓励大力发展水电，优先安排水电上网，水能资源得到了空前的重视，开发速度大大加快。
一是鉴于能源价格持续走高和电力需求快速增长，经济可开发总量占技术可开发总量的比重大幅度提高，全国主要水电基地的规划容量大幅度增加，并得到了GWY和国家有关主管BW的批准。
二是国家主管部门全面调整了水能资源的开发顺序，过去是先干流后支流，先下游后上游，现在变成了统一规划、齐头并进。
三是国内主要水电基地的开发权被迅速瓜分，水能资源争夺激烈，开发主体的积极性空前高涨，大批水电项目的前期工作在快速推进，基本具备开工条件的项目取得了移民、税收、信贷的大力支持。
四是在这新一轮的水能资源开发热潮中，各级和开发主体更加重视生态环保和民生发展，相关投入大幅度增加。
3、水能资源的开发特点：水能资源开发是一项涉及防洪、发电、航运、环保、民生等方面的综合工程，开发的商业价值主要体现在水力发电上，开发的责任和效益体主要体现在防洪、航运、环保和民生等方面。水能资源开发的主要特点是：
建设周期长：由于大量采用新的施工组织、技术和工艺，施工机械化程度大幅度提高，以及信息化手段的普遍应用，目前水电建设周期与二十年前相比，缩短了三分之一以上，但仍比其它类型的电源点建设周期长。
造价高：大型火电项目每千瓦单位造价是3500---5500元。三峡水电站的每千瓦单位造价达近10000元，未来金沙江下游水电站的决算造价预计在7000元以上。造价高的主要原因是：建设期间的财务费用高，物价上涨对造价也有显著的影响。
利益诉求复杂：水电站的建设涉及到国家、地方、投资主体、库区移民、电网公司和受电省份，以及交通运输、文物考古、生态环保、旅游服务等行业，需要众多的管理部门共同参与复杂和长期的协调沟通，解决各种实际问题、矛盾和冲突。
4、水力发电站的运行特点：水力发电站的运行具有水资源转化率高、来水不均衡和年差异较大、汛期防洪和干旱期补水任务重、上网电价低的特点。
水力发电站利用水头的势能转化为水轮机动能，再将动能转化为发电机电能，大型水电机组的总体转化率达到80%----95%，远高于大型火电机组35%----45%的水平。
河流天然来水量的分布在一年中有很大的不均衡性，汛期时间一般为6—9月，但流量占年流径量的60%--80%。在不同年份也表现出差异性，每数年内有一次小洪水年和一次小枯水年，每数十年内有一次大洪水年和一次大枯水年，每百年内有一次特大洪水年和一次特大枯水年。在同一水系或流域中，支流、上游与干流、下游相比，不均衡性和差异性更大。
大型水电站汛期防洪任务第一，发电、航运等退居其次，汛前削库，运行水位降到防洪水位，拦蓄上游洪水，汛末蓄水恢复至正常运行水位。在下游出现旱情和枯水期，水电站水库要兼农业和航运用水、人民生活用水，利用调节库容为下游补水。
由于长期以来没有考虑生态环境的治理成本、水资源税征收有限和库区移民补偿标准较低，水力发电公司在诸多电力提供商中，发电成本最低，在目前的计划TZ下，水电上网电价也低于其它类型电源点上网价格。今后水电的总体发展趋势是：电价上涨，成本增加，收入（收益）快于成本增长。
5、改善来水不均衡的主要办法是全流域的整体开发，充分利用水能资源，在各梯级水电站形成调节库容，将汛期来水搬到枯期向下游补水。改善来水不确定的主要办法是全流域保持水土稳定、增加森林植被覆盖率，稳定生态环境。
在很长一段时间内，国家和开发主体注重防洪、航运和发电效益，忽视移民、环保等问题，使得相当一批水电站在运行期间出现了比较严重的民生矛盾和水土流失，在国内出现了反坝呼声，一度发展到利益群体之间脱离客观事实和偏离问题本质的尖锐对立。
长江中上游流域水能资源和开发主体：
金沙江指青海省玉树县境巴塘河口至四川省宜宾岷江口,长2308公里，上接通天河，下接长江，位于我国第一至第二阶梯的过渡地段，水能资源丰富，金沙江流域的干流和支流可开发的水能资源达11964万千瓦，其中最大支流雅砻江水系可开发的水能资源达3360万千瓦，是我国规划的具有重要战略地位的最大水电基地。
根据国务院批准的《长江流域综合利用规划简要报告》，金沙江中下游规划兴建梯级电站12座，装机总容量为5858万千瓦，年发电量为2632亿千瓦时。2000年，国家发改委正式授权中国三峡总公司先期开发金沙江下游河段的乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝4座电站，规划装机总容量为3800万千瓦，年发电量为1744亿千瓦时。2004年国务院批准了《金沙江中游水电开发规划》，2005年国家发改委授权云南金沙江中游水电站开发有限公司（多家发电集团出资）开发金沙江中游水能资源，规划方案为一库八级，总装机2058万千瓦，年发电量883亿千瓦时。2006年，华电集团与四川和西藏签定开发金沙江上游水能资源协议，规划8个梯级电站，总装机898万千瓦，2007年《金沙江上游水电开发规划》送交国务院审批通过。
雅砻江江口位于长江电力开发的金沙江4座电站上游，雅砻江水系由二滩水电开发有限公司（大股东为国开投和川投，各48%）获国家发改委批准全面负责开发，规划开发21座、11级电站，总装机容量约为3000万千瓦，目前已经开发了4座。二滩公司计划2015年开发1470万千瓦，2025年前完成开发。
长江指宜宾岷江口至长江入海口,约2800余公里，上接金沙江。宜宾以下至宜昌之间长1030公里，习惯上称川江，沿途河床平缓，接纳沱江、嘉陵江和乌江等众多支流，水量大增，在奉节白帝城开始穿行于第二阶梯至第三阶梯的过渡地段，三峡水电站和葛洲坝水电站就在此地区。川江干支流可开发的水能资源达10281万千瓦，主要集中在川江支流上，其中大渡河水系（岷江的最大支流）可开发的水能资源3524万千瓦，主要由国电发电集团组织开发，干流规划优化为：22级2340万千瓦，计划2020年完成1500万千瓦的开发。乌江水系可开发的水能资源1400万千瓦，主要由华电发电集团组织开发，计划2020年完成1375万千瓦。嘉陵江水系可开发的水能资源1115万千瓦，华能发电集团在积极开发。川江支流的岷江水系（不包括大渡河），沱江水系、嘉陵江水系、乌江水系、赤水河等，这些水系的水利资源开发普遍比较早，开发程度相对较高，年径流量大但水利资源相对较小。
三峡总公司负责开发的水电站进展情况：
1）、金沙江下游：
溪落渡、向家坝电站1860万千瓦/年发电量872.5亿千瓦时，已分别在2005年和2006年开工，计划于2015年完成开发；
乌东德、白鹤滩电站2175万千瓦/年发电量963.6亿千瓦时，计划于年开工，预计于2020年完成开发；
2）、长江重庆段：
2006年8月，三峡总公司中标并与重庆市正式签署协议，明确由三峡总公司牵头开展长江重庆段流域开发的前期工作，自上而下规划三级水电站：石硼、朱杨溪、小南海，规划总库容81亿立方米，总装机容量503万千瓦，其中：
石硼水电站：规划的总库容30.8亿立方米、装机容量213万千瓦，预计2020年前竣工。
朱杨溪水电站：位于重庆下辖江津市朱杨溪处长江干流河道上，该项目以防洪为主，设计建设装机容量300万千瓦（原规划库容28亿立方米，190万千瓦），2008年完成项目前期工作和立项工作，2009年开工建设，2016年完工。
小南海水电站：位于重庆江津市络璜镇川江干流河道上，.设计建设装机容量175万千瓦（原规划库容22.2亿立方米，建设装机容量100万千瓦），计划在2007年后动工兴建，工期为6年，将在2013年建成。
2、2020年的开发进度分析：
根据目前长江中上游已经建成、正在建设和开发规划，2020年前在现有基础上长江中上游还将集中开发建设完工的主要水利枢纽有：
1）、金沙江干流下游：
溪洛渡、向家坝、乌东德、白鹤滩，完成开发的总装机容量达4035万千瓦。
2）、金沙江干流中上游：
虎跳峡、两家人、金安桥、鲁地拉、观音岩等，完成开发的总装机容量达500-1000万千瓦。
金沙江支流雅砻江下游干流：锦屏一级、二级，地、桐子林等2270万千瓦。
在金沙江流域开发中最重要的枢纽水电站是：虎跳峡水电站可行性方案的选比和建设。
以上总计完成开发的总装机容量达2770万千瓦以上。
3）、川江干流：
葛洲坝、三峡（不含地下电站）、石硼、朱杨溪、小南海等，完成开发的总装机容量约2780万千瓦。
4）、川江支流：
乌江水系：构皮滩、彭水、思林、洪家渡、三板溪等，完成该水系经济可开发量1375万千瓦；
大渡河水系（为岷江支流）：瀑布沟、龙头石等，完成该水系经济可开发量1581万千瓦；
岷江水系和沱江水系（不含大渡河）基本该水系完成经济开发量630万千瓦；
嘉陵江水系基本该水系完成经济可开发量1084万千瓦；
赤水河等中小水系，完成该水系经济可开发量363万千瓦。
以上水系总计完成开发的总装机容量达5033万千瓦。
2020年上述水能资源完成开发后，将出现大批具有调节库容的水利枢纽，主要包括：
1、金沙江中上游干流及其支流形成调节库容200亿立方米以上，其中雅砻江下游的两河口、錦屏一級、二滩三大水库的总调节库容就达到了158亿立方米，占金沙江流域全部年流径量近40%的整个雅砻江流域将实现全年调节。而虎跳峡（高坝方案）、金安桥、观音岩等多级水电站竣工，使金沙江中上游的总调节库容将达到500亿立方米。
2、金沙江下游乌东德、白鹤滩、落溪渡和向家坝四大电站形成调节库容204亿立方米。
3、川江支流的众多水系预计形成调节库容约200亿立方米，其中重庆以上川江段支流约120亿立方米，嘉陵江和三峡库区约80亿立方米。
4、长江中上游干流5个梯级形成调节库容300亿立方米，其中三峡为165亿立方米，川江干流约为135亿立方米。
以上合计总调节库容为1204亿立方米。
梯级枢纽水力发电联合调度的效益分析
2020年长江电力拥有葛洲坝、山峡、石硼、朱杨溪、小南海、向家坝、落溪渡、白鹤滩、乌东德9座水电站，单库设计总装机容量6814.5万千瓦（不含三峡地下电站），单库设计年总发电量3190.2亿千瓦时。在长江中上游干流支流和金沙江流域水利枢纽群联合调度的情况下，长江电力发电的经济效益包括两个方面：单库设计发电效益和联合调度发电效益。以下重点分析联合调度发电效益：
1、调节库容效益
2020年，葛洲坝以上的长江中上游的水电站将形成巨大的调节库容群，这就意味着汛期的相当一部分汛期弃水搬到了非汛期发电，将大大提高非汛期水电站的出力，极大地提高了水利资源的利用效率和经济效益。同时，由于形成的调节库容总量可观，各梯级水电站的防洪水位可以适当提高，这将进一步增加汛期出力。
上游大量调节库容的出现是长江电力今后最大的收益点。
2、水头效益
下游水电站运行水位和上游水电站尾水水位相连，为下游水电站发电不受影响而上游水电站增加水头、增加出力提供了可能。2020年，长江电力所属水电站将至少形成三个联合调度群，即葛洲坝----三峡两库联合调度、小南海----朱杨溪----石硼三库联合调度、向家坝----落溪峡----白鹤滩----乌东德四库联合调度。前者利用葛洲坝电站的反调节作用，可以提高三峡电站的发电效益，在葛洲坝电站实际水头大于设计水头且又不必牺牲自身发电效益的前提下，适当控制葛洲坝库前水位偏低运行，以降低三峡电站尾水位，增加三峡电站发电水头，提高了三峡电站机组出力。后两者利用下一级电站水位下降，逐级降低上一级水电站尾水位，提高上一级电站的发电效益。
3、水量效益
充分利用梯调水文、气象预报技术优势，提前3～5天较为准确地预报出坝址洪水，适当提前降低枢纽控制水位、增加调节库容，可以有效拦蓄流域小洪水、减少水资源损失、增加梯级电站发电量。
梯级枢纽水电联合调度所带来的经济效益可观。葛洲坝----三峡初期运行（2006年以前）实行联合调度，仅“水头效益”、“水量效益”两项，年即可增加16.6亿千瓦时电量，占投产机组设计年发电量的3.8%。
4、电价效益
随着电力体制改革的深化，发电企业将直接参与市场竞争，电价与电量由市场需求机制确定。随着调峰电价、分时电价、丰枯电价的出现，将促使枢纽电站的实时调度职能与实时交易职能实现科学结合。长江电力根据国家电网、南方电网等负荷需求，成立电力电量交易调度中心，负责参与电力市场的实时报价、竞价，并根据竞价结果合理确定供电流向，力争多卖优质优价电，以增加梯级枢纽的经济效益。
以葛洲坝、三峡水电站为例，三峡电站机组全部投产后，三峡梯级电站可以为电网提供130万千瓦～1200万千瓦的调峰备用容量。对三峡、葛洲坝两座电站的水电联合调度可以更有效地实施梯级电站的调峰，从而为保障电网的安全稳定运行，提供有效的辅助服务。
大型水电站与火电、核电相比，具有调控发电量时间短、调节幅度大、操作简单、安全性好的巨大优势，长江电力将成为未来竟价上网体制下，优质优价电的国内最强竞争者。
5、抽水蓄能效益
未来长江电力还有在葛洲坝----三峡梯级、向家坝----落溪峡----白鹤滩----乌东德梯级，利用已有的水库增加建设抽水蓄能电站的技术和经济可行性，这也将为长江电力带来巨大的经济效益。
调节库容增加出力分析
根据《三峡（初期运行期）—葛洲坝水利枢纽梯级调度规程》的调度运行方式：一般情况下，汛期（6月11日至9月30日）开始将水库水位降至防洪限制水位144m控制运行；汛末自10月1日开始蓄水，11月～次年5月，水库水位根据发电和下游航运的需要逐步消落，5月底降至枯水期消落低水位（175m时为155m）；6月1日至10日水库水位从枯水期消落低水位降至防洪限制水位144m，以腾出库容用于汛期防洪。
在长江中上游出现调节库容1200多亿立方米的情况下，按目前调度运行方式，2020年三峡汛末蓄水与上游水库汛末蓄水时间重叠，将出现蓄水不足的问题，因此，蓄水时间将大大提前，预计在8月中下旬汛期就要开始大量蓄水。11月到次年的水库水位逐步消落，时间也应与上游消落时间错开，因此，三峡的消落时间将比目前大大提前，枯水期的发电出力将有较大的增加。由于中上游拦截了大量来水，三峡水电站一般年份的汛期水位已没有必要设在防洪水位144m，可以将水库运行水位设在调节库容水位155米，这样，三峡水电站汛期发电出力也将有较大的增加。在金沙江中上游出现调节库容500亿立方米的情况下，占据下游优势位置的长江电力各梯级水电站，调度运行的原理与三峡水电站相同，均比单库设计年发电量有较大幅度的增长。而川江石硼、朱杨溪、小南海水电站，由于上游金沙江各梯级水电站的调节库容，枯水期出力大幅度增加。
通过上述调节，使水电站在枯水期处于高水头、低流量的工况下运行发电，发同样电量消耗的流量将比设计额定流量大幅度减少，各梯级水电站水资源得到了充分的利用，机组利用小时大幅度提高。
葛洲坝水电站2020年后预计全年机组利用小时将达到7650小时，远远高于设计利用小时5000小时，远景情况下，机组利用小时还有进一步提高的可能，但即使如此，葛洲坝水电站在汛期仍然存在大量弃水的问题（流量超过17000立方米/秒时），如何提高出力，安全生产，需进一步专业研究。
发电量预测值
2020年，长江电力9座水电站的发电量考虑由以下几部分组成：
一是9座水电站的单库设计多年平均发电量合计3190.2亿千瓦时，二是三峡地下电站汛期弃水利用，按三峡机组年均出力50%，即2325小时计算，大致相当于3个月，为97.7亿千瓦时，三是上游调节库容增加出力1181.1亿千瓦时。四是适时梯级调度过程中水头效益和水量效益折算的增加出力为9座水电站的单库设计多年平均发电量的3.8%,合计为121.2亿千瓦时，总计为4590.2亿千瓦时。
以下发电量未考虑在发电量预测中：
一是枯水期调节库容高于额定水头、低于额定流量的实际发电量与枯水期调节库容按额定水头、额定流量方式计算的发电量之间的差值。二是汛期高于防洪水位运行（如将防洪库容水位运行提高到调节库容水位运行，为拦截上游洪水将运行水位短期提高到调节水位之上、最高蓄水位之下运行）的发电量与按防洪水位运行的发电量之间的差值。三是设想在三峡梯级、金沙江梯级建成抽水蓄能水电站，以及目前未知的其它2020年前建成项目的发电量。四是风力发电机组的年发电量。五是2020年以后，川江干支流和金沙江流域后续建设项目完工进一步提高调节库容而增加的发电量。
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