慢慢写，估计要写个一周。
在这里，要先聊聊大背景
(资料图片仅供参考)
先谈投资风光火水，做股票的喜欢讲什么新能源旧能源，这个那个啥的，但是你投资的是企业，假定火电20年后就没了，你手里的火电企业，折旧时间一共就是15年，你担心这个企业么？是火电厂小时国家不给配新能源？
风光水火，到底有什么不同？水电一定好么？那还有亏损的水电呢？
华能国际不到2000万千瓦的风光装机，一年也赚100来个亿，和三峡不是一样？
还有球友问，会不会让华能国际干新能源，新能源赚了钱，去补贴火电？
要是有这个逻辑的话，最该补贴火电的是不是长江三峡，是不是应该让三峡补一补湖北火力发电的亏损？
先谈一个指标，就是固定资产回报率10%，
这个是大家立项的基础，当年火电也是这么算的，三峡建电站时候也是这么算的，电网也是这么算的。
包括我们搞厂网分离啥的，搞电网改革，虽然过网费也降，上网电价也降，但是赚钱的电厂还是有这个回报率，除了21 22年特殊年份，各省的主力电厂（东北西北除外）也都有3~5分的利润。
我们说三峡好，为什么好呢？华能水电为啥上网电价比三峡还低？
我们捋，三峡好，第一是因为建设三峡时候，对标的火电效益也好，怎么给三峡定的赚1毛钱？是因为那时候火电普遍赚5分以上，为啥三峡是一毛，是因为三峡的小时数略少，而三峡单瓦投资大约是火电的1.5~1.8倍。综合算下来，就是这个利润了。
后来利润还略好,因为这20年来，贷款利率一直在降低，定的是上网电价，不是上网电价联动融资成本，水电折旧40年，最近10年，三峡就是红利加上红利。
华能水电呢？为啥上网电价比三峡要低几分？因为你建设的晚，那时候的融资成本什么的降下来了，所以华能水电未来就主要靠规模了，当然这两年融资成本也降了，但是红利就比三峡少了一半多了。
火电呢经历了厂网分离，经历了压降输电价，实际就是国家以及各省在和发电企业谈判，你的成本没那么高，今年降一点，明年降一点，降多少，账上都是一度电几分钱利润。如果不降怎么办，那我自己新建一个电厂，看看到底成本是多少？
经历了这么多年，这部分成本基本也都到位了，所谓包袱重，也就是什么历史退休人员啥的。原来煤价低的时候，这部分比例大，现在煤价高了，这部分比例也没多少。啥都不如煤价低2,3分牛。
新能源呢，同理，有补贴的时候，那时候1万千瓦光伏投资 7000、8000万的时候，也就是发1000多小时，那你投资比火电大，小时数只有火电3分之一，那你就得赚2毛+，原来像协鑫那样的企业，本来以为自己有关系，熬了不少项目，实际利润可能比2毛好多，想着，我这优势多大，没想到，国家不给补贴，欠着，融资成本一高，就撑不住了，最后项目又都卖给五大电力了。
所以我们能看到存量有补贴项目，五大电力的新能源都不错。
平价上网后呢，同理，就是投资4000万上下，一度电得赚5分到一毛，这样，就和投资火电赚3分差不多了。
为什么各省电价看国资委，就是这个意思，没有这个回报，国企不会干的。
所以，好多新能源项目，拿到了，去年不开工，等光伏板降价，不是这个价格亏损了，是达不到投资回报要求。
达到了，就可以开工了，所以华能等光伏板降到1.9，就开了一批项目，那光伏板跌到1.3,1.5的怎么回事，那是额外的。那以后所有新能源项目都多赚两分三分？不一定，因为要是长期光伏板跌到1.3以后了，过段时间国家、各省可能又来协调新能源上网电价。
所以我们不要看市场电价，这部分交易很小的，绝大多数集中式的新能源项目建设时候同步锁定了上网电价和基础小时数，没锁定部分才可以交易。不锁定，五大没法投资的。
没锁定部分都是额外利润，不在预算内。
所以说，在中国风光水火都一样，项目落地时间可能比什么项目更重要。
有的政策是长期利好，还要看自己的禀赋，比如三峡，因为水电本身成本低，这部分政策红利就长期拿到了。
所以，各类电力项目在立项那一刻，基本都是10上下的回报，下限可以到多少，看当时政策，上浮多少，很难，比如能不能制定一个方案，某个电厂年发200亿度电，做可言时候，就是资本回报率25%，净资本回报率75%，除非是自备电厂，不然地方政府不会同意的，多赚的钱，要回馈社会，这个是电力作为公共事业属性决定的。
这里就是基本原则，某些球友想的什么补贴产业要贴钱啊，什么民生要赔钱啊，都没有这个事，公共事业，就是这个回报，多了不行，少了不干。
补贴，是政府补贴，比如某个项目到广西去了，说广西电价0.5元，要求0.4元，补贴1毛钱，不是广西政府找国家电网谈，你不收过网费行不行？没这回事。
能减的是什么，是广西省在国网输电费上的附加收费，这个广西政府有权利减免的。
还能补贴的是什么，广西政府根据这个企业缴纳的税费，提取一部分，以补贴电费的名义返还。其他没有权利了。
那电网部分是怎么补贴的呢？
居民用电的亏损部分是电网补贴的，国家有指引，各省有自己的政策，这个可以和国家电网协商，但是有极限的，不是各省想让国网补多少就补多少。
所以，你能看到内蒙古两张电网，蒙西，居民用电、工商用电都比蒙东便宜，这部分多余补贴的就是蒙西电网补贴的，这个是因为蒙西电网是内蒙古自治区直属企业，规模比蒙东大多了，大多少？差不多10倍那么大？，所以蒙西多补贴，可以接受。不仅仅是因为蒙西网听话，还因为蒙西网家底厚。
那么然后再聊聊火电。
有了这个背景，你就知道各省的火电电价怎么形成的。
也知道为啥赚钱不赚钱。
为啥火电赚钱不赚钱问国资委，不是发改委。
21 22年是特殊期，先不谈。
23年后，火电开始盈利了，各省电价要怎么调？
就是各省找电力企业协商。对于中部、东部省份来讲，就是地方电力要保这个资本回报率。比如江苏国信差不多5毛电价赚3分4分，那就是5毛了。然后其他的电力就跟着这个数自己的利润，成本低，就多赚点，成本高，就少赚点。
所以，大摩什么电价可能降什么的，完全是扯淡，他根本就不知道电价怎么涨，怎么跌，狗屁都不懂，既不懂中国，也不懂美国。
给美国的电力股那么高估值，给中国这么低估值，就是因为大摩狗屁都不懂！
这里面有几个特殊点，
一个是山东的西部，山东的西部，做了太多自备电厂，等于把电力增长，额外做了一个小循环，所以，华能的存量电厂质量差。
一个是东北，东北有几个大问题，一个是本地煤矿不行，成本高，一个是高耗能企业在外迁，比如吉林特钢，一个是外来的企业，像恒力，自己要求上自备电厂。
所以东北的存量电厂也不大行，还要承担高煤价供暖。这个后面单独谈。
一个是西北,这个由五大电力分别牵头，各自整合一省，原则在集团整合完。这个叠加风光大基地，基本问题不大了，以后效益只有更好。
一个是河北，河北的问题比较特殊，因为涉及两张网，原来电费形成机制是根据低煤价制定的，现在煤价高了，政策有些许滞后，23年基本理顺了。就剩供暖了。
再看中国电力的大结构，从两个方面看，一个是用户侧负荷端，一个是发电端。最后对一下网架结构。
要三个都理清楚，不然有误解。
负荷端，有日内负荷变化和季节性负荷变化。
2022年，全国累计发电装机容量约25.6亿千瓦，可再生能源总装机超过12亿千瓦，风电装机容量约3.7亿千瓦，太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦。
2023年全网最大负荷大约13亿千瓦，我们缺电。
我们简单算，即使风电、太阳能完全不能发电，火电装机13亿千瓦，水电装机接近3.9亿千瓦，核电装机0.53亿千瓦，全部加起来17.4亿千瓦。
怎么就缺电了？
参照香港的参考数，香港按照最大负荷，配置了140%的装机，每年还需要从中国调25%的电力。
如果把水电（不考虑枯水期）、核能、火电都作为基础电力，你会发现，对比香港配置，总体不足。
这两年又批了2亿千瓦左右的煤电，这不仅仅因为调峰需求，和电力增长需求。也是电网稳定的需求，过去相当长一段时间，国家过于强调效率，对整体电力供给的冗余考虑有点少。
有了这个背景，就知道整体看火电机组还短缺，不存在过剩，但是火电效益参差不齐。
我们拿内蒙古、西北、东北、山东、广东来看看一下，就知道这个事是怎么回事。也就能明白未来火电怎么赚钱。
内蒙古、西北的情况有类似，又不同。
内蒙古是先建了电厂，电厂的消纳不好，然后招商引资，各地的产业情况不同，局部缺电、电力过剩交替，由于蒙西网结构弱，电力调度能力差，对电厂经营有不同的影响。
我们分别看乌海、乌兰察布、包头、鄂尔多斯。
最早，铁合金什么高耗能企业在乌海，乌海建了一批电厂，效益不错。
然后环保原因，这些铁合金企业跑去了乌兰察布市，18 19年，最高峰时候，乌兰查布年用电超过500多亿度。同步乌兰察布市建设了不少新能源项目。
然后20年，乌兰察布缺电，一个是整体缺电，一个是缺火电，乌兰察布市700多万千瓦装机，本地机组只有300多万千瓦，剩余300多万千瓦是京能的岱海、京隆电厂，点对网直连华北电网，跟乌兰察布市没关系。
剩余火电，需要从呼包断面从蒙西电网调度，但是呼包断面的调度权在国家电网这里，需要保障京津供电。
这时候，乌海的发电企业开始亏损，因为本地消耗不足，内蒙太大，基本小时数不能保障。就是发出去，用户没有。
这里面就有一个火电的最低小时数，就是正常全年运行，火电至少要保一个基本小时数，是运行保障，多发部分，只能弃掉。这也是西北、东北电厂亏损的原因。
这个小时数，跟电厂结构有关，比如甘肃电厂，发3000小时，大面积亏损，但是这个情况下，多数电厂也不肯做灵活性改造，因为可研设计都是按照4000最低做的。
包头、鄂尔多斯。
这两地，最近几年引入了不少高耗能项目，包头2023年开始缺电了，未来更缺，包头总装机只有1000万千瓦左右。500万是两家铝厂的自备电厂，500万公共电厂，这两年引入多家多晶硅企业，终于缺电了。
鄂尔多斯同理。
这实际意味着，煤价跌破长协后，内蒙的电厂效益都会不错，这个细节，有好事的查华电内蒙古、内蒙华电的报表。
但是总体改善有限。
这中间有一个数字，就是外地煤炭对内蒙需求增加后，内蒙煤价的底部被抬高了，原来，火电标杆蒙西0.2829，燃料成本只有1毛，那么小时数4000 5000，都ok。现在燃料成本，即使给长协，到厂也接近0.18元。除非内蒙上网电价政策大改动，不然有难度。
这里面有一个潜在的事，就是内蒙古由于高耗能企业众多，使用火电调峰居民电力需求并并不划算，也许新能源＋储能或者新能源+抽蓄，来解决居民的脉冲式需求，综合成本较低。
东北，东北的问题是负荷下降。工业在出走，新来的大工业也要配自备电厂，新能源有发展空间，但是外送通道有限。
可喜的事，在国家大电网完成后，东北的存量火电也许有第二春——四川缺电，从东北调了一亿多度电，虽然总量不大，但是东北的火电可以二次调峰，就是由于比西部地区结束的早，东北的火电在自己的傍晚需求满足后，还可以继续给四川的傍晚需求供电。
这个是中国大电网的优势，欧美只能羡慕。
虽然目前没有明显效益，但是能够解决外送后，未来可期。这是全国大范围内的资源互补。
那么再聊聊东部省份的火电。
都说广东的好，华能山东的差，怎么就好，怎么就差。
还有电力市场交易怎么回事
2008年，山东缺电。缺煤缺电。山东人解决这个问题的方案比较清奇，就是建自备电厂，不依靠国家电网和五大电力，基本解决了用电问题。 参考2013年国家才放开60万千瓦火电机组审批权到省里。
对比广东，如果华能有管理问题，那广东电厂为啥不亏钱？为啥效益长期比粤电力还好？
就是广东缺电的解决方式不是建自备电厂，是还是依托电网，还是依托云南水电。
华能广东的优势就是煤价便宜时候，华能有进口配额，总体煤价低，煤价贵的时候，长协多，总体煤价低。
那么再翻翻华能山东，说什么包袱重，到底有多重，不谈数字的分析都是不要脸。
煤价低的时候，烟台用内蒙煤，5000大卡不到500 元，鲁西不到400元。 就是一卡不到8分，一度电燃料成本 不到1毛6 。
折旧、人工什么的，贵两三分，就表现得很明显。
现在燃料成本在0.25元+，包袱按比例算就没那么大，如果相对燃料成本还能低2分，就差不多了。
华能山东的电厂为什么资产质量不佳，这也和魏桥等企业的自备电厂有关，山东一共一个多亿的装机，
自备电厂多数在鲁西。
这就造成了一边华能山东亏损，一边山东缺电。鲁西最好的一部分企业用电，不在山东电网的调度范围内，鲁西的剩余公共发电企业肯定要差一些。
再聊广东
广东是最早做市场化电力交易的，也是最成功的。广东一个缺电省份，做市场化交易怎么会成功？
因为广东做市场化交易的目的和球友想的完全不一样。
广东做市场化交易的目的，就是为了去掉中间商，因为缺电，电网就有了巨大的权利，就有了巨大的寻租空间。
所以限制死电网的输配价格，用户直接和电厂交易，就有了意义，意义不在于电厂低成本发电，什么竞争上网，没有这回事，广东电厂是全国效益最好的，谁会亏钱发电，至于多发？超发？广东缺电，多发什么，还是那么多，就是给电网的东西明码实价了。就是输配费加上售电企业服务费，没有额外的费用了。
售电企业赚了几年好钱，最后由于电厂电价突然上涨，售电企业一年亏了10年的钱。目前存活的售电企业，大部分是南方电网相关联企业了。
所以，电力市场化交易和降成本，没什么关系，不要自己瞎想。
那么再看山东，
山东今年有长达10多个小时的电力现货市场负电价，这个负电价怎么来的，是火电企业亏损发电？
怎么可能。只有少部分电参与市场化交易。
这个信息是和另外一则消息对应的，就是山东某地的分布式光伏项目取消了，为什么？因为不保消纳，不保哪部分消纳，就是这部分，什么分布式自发自用余电上网这部分，这部分电网是不保消纳的。
这个和火电灵活性改造是对应的。
火电灵活性改造，降低小时数，同时配置部分新能源发电资源。这还有一个隐形政策，就是这部分新能源是要保基本小时数的。
我减得发电小时，当然得给我配新能源，配的新能源当然得保基本小时数，不然为啥要减火电。不然继续亏损，问国家要补贴好了。
这里面把弃风弃光说一下。
有球友说了，那弃风弃光可以参与市场化交易啊。
市场化交易电量是有配额的，中国电力市场。
一个是省为单位，你这个省缺电，也是省里统一问省外购买，不是你自己可以去买的。
一个是省内发电企业，计划为主，市场化交易为辅，计划为主是保供，不然电价早涨上天了，不要看电力过剩省份，一旦全部市场化交易，电力过剩省份也涨上天。
火电机组停机成本没有多少，人员加上工资折旧一共也就是1毛多点，中国火电企业想赚钱，很容易，就是把机组停10%，这部分费用记到另外90%上，这样平均一度电折旧什么的也就是加了一分多，剩下电量就短缺了，剩下部分，一度电涨5分，市场也得接受。
弃风弃光原则就不交易了，能交易的都没有弃掉。
什么叫弃风弃光，电网不要的，才是弃掉的，没上网的才是弃掉的。上了网，卖-5分，也是上网了，明白了没？
所以，电力市场化交易和新能源消纳也没什么关系！
后面再说电价形成机制。
电价发电侧和用户侧是两部分。
发电侧，是火电电价，新能源电价等。
目前是火电电价参照火电标杆电价上涨20%or..，新能源电价参照火电标杆电价平价上网，海上风电在火电标杆电价基础上有补贴。
水电电价和火电标杆电价目前不关联，有没有过关联呢？有的，20年前，有段时间涨电价，华东定的规矩是火电涨两分，水电涨一分，那时候，没有什么标杆不标杆。
用户侧，什么两部制、什么大工业电。
你看了这个就知道用户侧和发电侧就不是一一对应的。用户电价不等于发电电价+过网费。
有一小段时间，国家曾经幻想过部分大工业电=发电电价+过网费。
双碳背景下没有了。
现在有什么容量费、什么绿证、什么峰谷电差等。
一个个捋。
容量费，跟用户没关，电网给的，到底多少容量跟用户有啥关系？
绿证就是额外收费。
峰谷电价，首先有峰谷价差的依据，没有标准，是各省电网算出来的。
怎么计算的，现有一个基础，就是要用峰谷电价差异这个惩罚性机制，去引导消费，一个是可引导消费，就是你明明可以在谷时候洗衣服，你非要在用电高峰洗衣服，就惩罚，你明明可以在谷时候充电，非要在峰时候充电，就罚。
那还有不能调节的呢？ 那就是高耗能企业，就应该滚到西部去。
那要是我非要在高峰用电呢？那你就等于替电网把什么容量电费什么的给出了。电网这个机制，就是用这类措施，把结构调好。
所以，说什么改革会让火电企业亏损，降电价什么，完全胡扯。
中国没有机制，让火电企业亏损去补贴工业，从来没有过，政府可以补贴，一个企业不可能去被强制要求补贴另外一部分企业。
在部分保民生阶段，承接的时段性亏损除外。
这一部分和三桶油的政策性亏损不同，三桶油中的中石油，在相当长一段时间内承担了进口天然气亏损，这是有两个前提的，管网主要是中石油的，国内的陆地天然气资源不缴纳资源价款。
所以能看到管网公司成立时间和中石油进口天然气亏损接近尾声是对应的。
