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慢慢寫，估計要寫個一周。

在這里，要先聊聊大背景

(資料圖片僅供參考)

先談投資風光火水，做股票的喜歡講什么新能源舊能源，這個那個啥的，但是你投資的是企業，假定火電20年后就沒了，你手里的火電企業，折舊時間一共就是15年，你擔心這個企業么？是火電廠小時國家不給配新能源？

風光水火，到底有什么不同？水電一定好么？那還有虧損的水電呢？

華能國際不到2000萬千瓦的風光裝機，一年也賺100來個億，和三峽不是一樣？

還有球友問，會不會讓華能國際干新能源，新能源賺了錢，去補貼火電？

要是有這個邏輯的話，最該補貼火電的是不是長江三峽，是不是應該讓三峽補一補湖北火力發電的虧損？

先談一個指標，就是固定資產回報率10%，

這個是大家立項的基礎，當年火電也是這么算的，三峽建電站時候也是這么算的，電網也是這么算的。

包括我們搞廠網分離啥的，搞電網改革，雖然過網費也降，上網電價也降，但是賺錢的電廠還是有這個回報率，除了21 22年特殊年份，各省的主力電廠（東北西北除外）也都有3~5分的利潤。

我們說三峽好，為什么好呢？華能水電為啥上網電價比三峽還低？

我們捋，三峽好，第一是因為建設三峽時候，對標的火電效益也好，怎么給三峽定的賺1毛錢？是因為那時候火電普遍賺5分以上，為啥三峽是一毛，是因為三峽的小時數略少，而三峽單瓦投資大約是火電的1.5~1.8倍。綜合算下來，就是這個利潤了。

后來利潤還略好,因為這20年來，貸款利率一直在降低，定的是上網電價，不是上網電價聯動融資成本，水電折舊40年，最近10年，三峽就是紅利加上紅利。

華能水電呢？為啥上網電價比三峽要低幾分？因為你建設的晚，那時候的融資成本什么的降下來了，所以華能水電未來就主要靠規模了，當然這兩年融資成本也降了，但是紅利就比三峽少了一半多了。

火電呢經歷了廠網分離，經歷了壓降輸電價，實際就是國家以及各省在和發電企業談判，你的成本沒那么高，今年降一點，明年降一點，降多少，賬上都是一度電幾分錢利潤。如果不降怎么辦，那我自己新建一個電廠，看看到底成本是多少？

經歷了這么多年，這部分成本基本也都到位了，所謂包袱重，也就是什么歷史退休人員啥的。原來煤價低的時候，這部分比例大，現在煤價高了，這部分比例也沒多少。啥都不如煤價低2,3分牛。

新能源呢，同理，有補貼的時候，那時候1萬千瓦光伏投資 7000、8000萬的時候，也就是發1000多小時，那你投資比火電大，小時數只有火電3分之一，那你就得賺2毛+，原來像協鑫那樣的企業，本來以為自己有關系，熬了不少項目，實際利潤可能比2毛好多，想著，我這優勢多大，沒想到，國家不給補貼，欠著，融資成本一高，就撐不住了，最后項目又都賣給五大電力了。

所以我們能看到存量有補貼項目，五大電力的新能源都不錯。

平價上網后呢，同理，就是投資4000萬上下，一度電得賺5分到一毛，這樣，就和投資火電賺3分差不多了。

為什么各省電價看國資委，就是這個意思，沒有這個回報，國企不會干的。

所以，好多新能源項目，拿到了，去年不開工，等光伏板降價，不是這個價格虧損了，是達不到投資回報要求。

達到了，就可以開工了，所以華能等光伏板降到1.9，就開了一批項目，那光伏板跌到1.3,1.5的怎么回事，那是額外的。那以后所有新能源項目都多賺兩分三分？不一定，因為要是長期光伏板跌到1.3以后了，過段時間國家、各省可能又來協調新能源上網電價。

所以我們不要看市場電價，這部分交易很小的，絕大多數集中式的新能源項目建設時候同步鎖定了上網電價和基礎小時數，沒鎖定部分才可以交易。不鎖定，五大沒法投資的。

沒鎖定部分都是額外利潤，不在預算內。

所以說，在中國風光水火都一樣，項目落地時間可能比什么項目更重要。

有的政策是長期利好，還要看自己的稟賦，比如三峽，因為水電本身成本低，這部分政策紅利就長期拿到了。

所以，各類電力項目在立項那一刻，基本都是10上下的回報，下限可以到多少，看當時政策，上浮多少，很難，比如能不能制定一個方案，某個電廠年發200億度電，做可言時候，就是資本回報率25%，凈資本回報率75%，除非是自備電廠，不然地方政府不會同意的，多賺的錢，要回饋社會，這個是電力作為公共事業屬性決定的。

這里就是基本原則，某些球友想的什么補貼產業要貼錢啊，什么民生要賠錢啊，都沒有這個事，公共事業，就是這個回報，多了不行，少了不干。

補貼，是政府補貼，比如某個項目到廣西去了，說廣西電價0.5元，要求0.4元，補貼1毛錢，不是廣西政府找國家電網談，你不收過網費行不行？沒這回事。

能減的是什么，是廣西省在國網輸電費上的附加收費，這個廣西政府有權利減免的。

還能補貼的是什么，廣西政府根據這個企業繳納的稅費，提取一部分，以補貼電費的名義返還。其他沒有權利了。

那電網部分是怎么補貼的呢？

居民用電的虧損部分是電網補貼的，國家有指引，各省有自己的政策，這個可以和國家電網協商，但是有極限的，不是各省想讓國網補多少就補多少。

所以，你能看到內蒙古兩張電網，蒙西，居民用電、工商用電都比蒙東便宜，這部分多余補貼的就是蒙西電網補貼的，這個是因為蒙西電網是內蒙古自治區直屬企業，規模比蒙東大多了，大多少？差不多10倍那么大？，所以蒙西多補貼，可以接受。不僅僅是因為蒙西網聽話，還因為蒙西網家底厚。

那么然后再聊聊火電。

有了這個背景，你就知道各省的火電電價怎么形成的。

也知道為啥賺錢不賺錢。

為啥火電賺錢不賺錢問國資委，不是發改委。

21 22年是特殊期，先不談。

23年后，火電開始盈利了，各省電價要怎么調？

就是各省找電力企業協商。對于中部、東部省份來講，就是地方電力要保這個資本回報率。比如江蘇國信差不多5毛電價賺3分4分，那就是5毛了。然后其他的電力就跟著這個數自己的利潤，成本低，就多賺點，成本高，就少賺點。

所以，大摩什么電價可能降什么的，完全是扯淡，他根本就不知道電價怎么漲，怎么跌，狗屁都不懂，既不懂中國，也不懂美國。

給美國的電力股那么高估值，給中國這么低估值，就是因為大摩狗屁都不懂！

這里面有幾個特殊點，

一個是山東的西部，山東的西部，做了太多自備電廠，等于把電力增長，額外做了一個小循環，所以，華能的存量電廠質量差。

一個是東北，東北有幾個大問題，一個是本地煤礦不行，成本高，一個是高耗能企業在外遷，比如吉林特鋼，一個是外來的企業，像恒力，自己要求上自備電廠。

所以東北的存量電廠也不大行，還要承擔高煤價供暖。這個后面單獨談。

一個是西北,這個由五大電力分別牽頭，各自整合一省，原則在集團整合完。這個疊加風光大基地，基本問題不大了，以后效益只有更好。

一個是河北，河北的問題比較特殊，因為涉及兩張網，原來電費形成機制是根據低煤價制定的，現在煤價高了，政策有些許滯后，23年基本理順了。就剩供暖了。

再看中國電力的大結構，從兩個方面看，一個是用戶側負荷端，一個是發電端。最后對一下網架結構。

要三個都理清楚，不然有誤解。

負荷端，有日內負荷變化和季節性負荷變化。

2022年，全國累計發電裝機容量約25.6億千瓦，可再生能源總裝機超過12億千瓦，風電裝機容量約3.7億千瓦，太陽能發電裝機容量約3.9億千瓦。

2023年全網最大負荷大約13億千瓦，我們缺電。

我們簡單算，即使風電、太陽能完全不能發電，火電裝機13億千瓦，水電裝機接近3.9億千瓦，核電裝機0.53億千瓦，全部加起來17.4億千瓦。

怎么就缺電了？

參照香港的參考數，香港按照最大負荷，配置了140%的裝機，每年還需要從中國調25%的電力。

如果把水電（不考慮枯水期）、核能、火電都作為基礎電力，你會發現，對比香港配置，總體不足。

這兩年又批了2億千瓦左右的煤電，這不僅僅因為調峰需求，和電力增長需求。也是電網穩定的需求，過去相當長一段時間，國家過于強調效率，對整體電力供給的冗余考慮有點少。

有了這個背景，就知道整體看火電機組還短缺，不存在過剩，但是火電效益參差不齊。

我們拿內蒙古、西北、東北、山東、廣東來看看一下，就知道這個事是怎么回事。也就能明白未來火電怎么賺錢。

內蒙古、西北的情況有類似，又不同。

內蒙古是先建了電廠，電廠的消納不好，然后招商引資，各地的產業情況不同，局部缺電、電力過剩交替，由于蒙西網結構弱，電力調度能力差，對電廠經營有不同的影響。

我們分別看烏海、烏蘭察布、包頭、鄂爾多斯。

最早，鐵合金什么高耗能企業在烏海，烏海建了一批電廠，效益不錯。

然后環保原因，這些鐵合金企業跑去了烏蘭察布市，18 19年，最高峰時候，烏蘭查布年用電超過500多億度。同步烏蘭察布市建設了不少新能源項目。

然后20年，烏蘭察布缺電，一個是整體缺電，一個是缺火電，烏蘭察布市700多萬千瓦裝機，本地機組只有300多萬千瓦，剩余300多萬千瓦是京能的岱海、京隆電廠，點對網直連華北電網，跟烏蘭察布市沒關系。

剩余火電，需要從呼包斷面從蒙西電網調度，但是呼包斷面的調度權在國家電網這里，需要保障京津供電。

這時候，烏海的發電企業開始虧損，因為本地消耗不足，內蒙太大，基本小時數不能保障。就是發出去，用戶沒有。

這里面就有一個火電的最低小時數，就是正常全年運行，火電至少要保一個基本小時數，是運行保障，多發部分，只能棄掉。這也是西北、東北電廠虧損的原因。

這個小時數，跟電廠結構有關，比如甘肅電廠，發3000小時，大面積虧損，但是這個情況下，多數電廠也不肯做靈活性改造，因為可研設計都是按照4000最低做的。

包頭、鄂爾多斯。

這兩地，最近幾年引入了不少高耗能項目，包頭2023年開始缺電了，未來更缺，包頭總裝機只有1000萬千瓦左右。500萬是兩家鋁廠的自備電廠，500萬公共電廠，這兩年引入多家多晶硅企業，終于缺電了。

鄂爾多斯同理。

這實際意味著，煤價跌破長協后，內蒙的電廠效益都會不錯，這個細節，有好事的查華電內蒙古、內蒙華電的報表。

但是總體改善有限。

這中間有一個數字，就是外地煤炭對內蒙需求增加后，內蒙煤價的底部被抬高了，原來，火電標桿蒙西0.2829，燃料成本只有1毛，那么小時數4000 5000，都ok?，F在燃料成本，即使給長協，到廠也接近0.18元。除非內蒙上網電價政策大改動，不然有難度。

這里面有一個潛在的事，就是內蒙古由于高耗能企業眾多，使用火電調峰居民電力需求并并不劃算，也許新能源＋儲能或者新能源+抽蓄，來解決居民的脈沖式需求，綜合成本較低。

東北，東北的問題是負荷下降。工業在出走，新來的大工業也要配自備電廠，新能源有發展空間，但是外送通道有限。

可喜的事，在國家大電網完成后，東北的存量火電也許有第二春——四川缺電，從東北調了一億多度電，雖然總量不大，但是東北的火電可以二次調峰，就是由于比西部地區結束的早，東北的火電在自己的傍晚需求滿足后，還可以繼續給四川的傍晚需求供電。

這個是中國大電網的優勢，歐美只能羨慕。

雖然目前沒有明顯效益，但是能夠解決外送后，未來可期。這是全國大范圍內的資源互補。

那么再聊聊東部省份的火電。

都說廣東的好，華能山東的差，怎么就好，怎么就差。

還有電力市場交易怎么回事

2008年，山東缺電。缺煤缺電。山東人解決這個問題的方案比較清奇，就是建自備電廠，不依靠國家電網和五大電力，基本解決了用電問題。 參考2013年國家才放開60萬千瓦火電機組審批權到省里。

對比廣東，如果華能有管理問題，那廣東電廠為啥不虧錢？為啥效益長期比粵電力還好？

就是廣東缺電的解決方式不是建自備電廠，是還是依托電網，還是依托云南水電。

華能廣東的優勢就是煤價便宜時候，華能有進口配額，總體煤價低，煤價貴的時候，長協多，總體煤價低。

那么再翻翻華能山東，說什么包袱重，到底有多重，不談數字的分析都是不要臉。

煤價低的時候，煙臺用內蒙煤，5000大卡不到500 元，魯西不到400元。 就是一卡不到8分，一度電燃料成本 不到1毛6 。

折舊、人工什么的，貴兩三分，就表現得很明顯。

現在燃料成本在0.25元+，包袱按比例算就沒那么大，如果相對燃料成本還能低2分，就差不多了。

華能山東的電廠為什么資產質量不佳，這也和魏橋等企業的自備電廠有關，山東一共一個多億的裝機，

自備電廠多數在魯西。

這就造成了一邊華能山東虧損，一邊山東缺電。魯西最好的一部分企業用電，不在山東電網的調度范圍內，魯西的剩余公共發電企業肯定要差一些。

再聊廣東

廣東是最早做市場化電力交易的，也是最成功的。廣東一個缺電省份，做市場化交易怎么會成功？

因為廣東做市場化交易的目的和球友想的完全不一樣。

廣東做市場化交易的目的，就是為了去掉中間商，因為缺電，電網就有了巨大的權利，就有了巨大的尋租空間。

所以限制死電網的輸配價格，用戶直接和電廠交易，就有了意義，意義不在于電廠低成本發電，什么競爭上網，沒有這回事，廣東電廠是全國效益最好的，誰會虧錢發電，至于多發？超發？廣東缺電，多發什么，還是那么多，就是給電網的東西明碼實價了。就是輸配費加上售電企業服務費，沒有額外的費用了。

售電企業賺了幾年好錢，最后由于電廠電價突然上漲，售電企業一年虧了10年的錢。目前存活的售電企業，大部分是南方電網相關聯企業了。

所以，電力市場化交易和降成本，沒什么關系，不要自己瞎想。

那么再看山東，

山東今年有長達10多個小時的電力現貨市場負電價，這個負電價怎么來的，是火電企業虧損發電？

怎么可能。只有少部分電參與市場化交易。

這個信息是和另外一則消息對應的，就是山東某地的分布式光伏項目取消了，為什么？因為不保消納，不保哪部分消納，就是這部分，什么分布式自發自用余電上網這部分，這部分電網是不保消納的。

這個和火電靈活性改造是對應的。

火電靈活性改造，降低小時數，同時配置部分新能源發電資源。這還有一個隱形政策，就是這部分新能源是要?；拘r數的。

我減得發電小時，當然得給我配新能源，配的新能源當然得保基本小時數，不然為啥要減火電。不然繼續虧損，問國家要補貼好了。

這里面把棄風棄光說一下。

有球友說了，那棄風棄光可以參與市場化交易啊。

市場化交易電量是有配額的，中國電力市場。

一個是省為單位，你這個省缺電，也是省里統一問省外購買，不是你自己可以去買的。

一個是省內發電企業，計劃為主，市場化交易為輔，計劃為主是保供，不然電價早漲上天了，不要看電力過剩省份，一旦全部市場化交易，電力過剩省份也漲上天。

火電機組停機成本沒有多少，人員加上工資折舊一共也就是1毛多點，中國火電企業想賺錢，很容易，就是把機組停10%，這部分費用記到另外90%上，這樣平均一度電折舊什么的也就是加了一分多，剩下電量就短缺了，剩下部分，一度電漲5分，市場也得接受。

棄風棄光原則就不交易了，能交易的都沒有棄掉。

什么叫棄風棄光，電網不要的，才是棄掉的，沒上網的才是棄掉的。上了網，賣-5分，也是上網了，明白了沒？

所以，電力市場化交易和新能源消納也沒什么關系！

后面再說電價形成機制。

電價發電側和用戶側是兩部分。

發電側，是火電電價，新能源電價等。

目前是火電電價參照火電標桿電價上漲20%or..，新能源電價參照火電標桿電價平價上網，海上風電在火電標桿電價基礎上有補貼。

水電電價和火電標桿電價目前不關聯，有沒有過關聯呢？有的，20年前，有段時間漲電價，華東定的規矩是火電漲兩分，水電漲一分，那時候，沒有什么標桿不標桿。

用戶側，什么兩部制、什么大工業電。

你看了這個就知道用戶側和發電側就不是一一對應的。用戶電價不等于發電電價+過網費。

有一小段時間，國家曾經幻想過部分大工業電=發電電價+過網費。

雙碳背景下沒有了。

現在有什么容量費、什么綠證、什么峰谷電差等。

一個個捋。

容量費，跟用戶沒關，電網給的，到底多少容量跟用戶有啥關系？

綠證就是額外收費。

峰谷電價，首先有峰谷價差的依據，沒有標準，是各省電網算出來的。

怎么計算的，現有一個基礎，就是要用峰谷電價差異這個懲罰性機制，去引導消費，一個是可引導消費，就是你明明可以在谷時候洗衣服，你非要在用電高峰洗衣服，就懲罰，你明明可以在谷時候充電，非要在峰時候充電，就罰。

那還有不能調節的呢？ 那就是高耗能企業，就應該滾到西部去。

那要是我非要在高峰用電呢？那你就等于替電網把什么容量電費什么的給出了。電網這個機制，就是用這類措施，把結構調好。

所以，說什么改革會讓火電企業虧損，降電價什么，完全胡扯。

中國沒有機制，讓火電企業虧損去補貼工業，從來沒有過，政府可以補貼，一個企業不可能去被強制要求補貼另外一部分企業。

在部分保民生階段，承接的時段性虧損除外。

這一部分和三桶油的政策性虧損不同，三桶油中的中石油，在相當長一段時間內承擔了進口天然氣虧損，這是有兩個前提的，管網主要是中石油的，國內的陸地天然氣資源不繳納資源價款。

所以能看到管網公司成立時間和中石油進口天然氣虧損接近尾聲是對應的。

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