前面讲了欧洲
下面再就投资人重点关注的几个问题讨论一下：
火电机组或者煤电机组未来是不是就是亏损
新能源装机增加，会不会投资回报递减，新能源发电资产亏损。
新能源发电量是不是边际发电成本为零，会大大降低发电成本。
火电机组未来即使调峰是不是也亏损。
投资人关心的什么装机供大于求怎么办？
在说这个之前：
我们先拿中国和欧洲做个对比。中国过去20年到底做了啥，欧洲做了啥。
1、欧洲发电量用电量基本不变情况下，把用电量的15%从火电替换为新能源，造成居民用电价格涨了1倍以上。
2、中国2000年大约1.38万亿千瓦时
2010年大约4.2万亿千万时
2023年大约8.9万亿千瓦时。
第一个十年大约增长200%，第二个十年大约增长100%。
大致上 第一个十年解决了电力供给问题不缺电。
第二个十年既解决了电力供给问题，又全面降低了全社会电力使用成本。
在这期间，2013年中国出台了60万千瓦以下机组审批权下放到省级发改委。
在这中间有个数据，中欧对比:
中国的风光有弃风弃光率，刚刚把红线从90%消纳率去掉。
这个弃风弃光率和欧洲的新能源电力负电价是个什么关系？
我们看这一段文字：
2020年上半年，受天气状况影响，欧洲风电光伏出力强劲，可再生能源甚至超过化石能源，占到发电量的40%，而同期欧洲各国电力需求在遭受疫情冲击大幅下滑之后恢复缓慢，加之传统发电机组启停灵活性有限，造成某些时段的电力供给大于需求。以至上半年欧洲各国现货电力市场约有100～200小时价格为负值。
这段明确表示了，就是新能源要发，但是传统发电机组灵活性有限。才有负电价。
中国可以弃风弃光，既然能弃、为啥要负电价交易。
这个问题回头解释。
先说一下电力亏损。
差不多从16年开始，电力行业进入亏损。
这是什么原因造成的？是电力供大于求么？
中国现在火电装机只有最大负荷的100~110%，不存在供大于求
注：德国常规电源装机冗余高，且灵活调节能力强。煤电等常规电源装机为1.0亿kW，是近年来最大用电负荷的（约8300万kW）1.2倍，具有强大的兜底保障能力。
那么是什么原因呢？
就是强行压制电价，这个通过什么呢？
通过两点：
电价一刀切，以省内优势机组作为标杆电价，第二是新建大机组有明显小时数优势。
叠加5大电力还要强制购买一部分高价长协煤，那么五大电力的存量机组就有竞争劣势。
特别的东北、西北、西南的云南，由于特殊原因，小时数保3000都困难，那么在没有补偿电价机制的情况下，也形成亏损。
这个的时间点和2013年60万千瓦机组审批权下放基本对应。
就是权利下放2、3年后，地方批的第一批机组就建成了，有了新的博弈能力了。
所以，就有16~20年，火电的慢慢熊途。
本来，没有双碳，大致上，火电机组会维持微利，优势企业、比如华润、华电、浙能会保持不错的利润，比如度电4~6分。
5大电力，就靠新能源什么的拉拉估值。
有了双碳以后了，整个场景就变了，火电就变成调节性机组。 这对火电（煤电）就是利润的保证。
为什么调节性机组会变成保证呢。
首先第一点，我得一个观点，就是最烂的行业就是无差异的竞争行业，跟是不是煤电，是不是燃气跟什么都没关，这个在前面讲电解铝讲钢铁已经讲清楚了。
比如新加坡，火电以燃气为主，火电装机是最大负荷的两倍，2022年以前，有6、7年时间，火电机组微亏或者微利。这个就和燃气、燃煤没关系，后来能源涨价后，弄死一批售电公司，发电厂效益才有了保障。
那么再讲美国的燃煤电厂亏损。
美国的燃煤亏损，就是一个原因，美国燃气的成本太低。
大概有一个数字，美国燃气发电厂的建设成本1000美金千瓦，燃煤电厂是燃气几倍，但是燃料成本几乎差不多。美国燃气价格和中国标煤价大约是600~800元一吨。
那同样的调峰政策，燃煤电厂就没有生存空间。
这点中美完全不一样，中美欧也完全不一样。
所以欧洲的燃煤电厂日子也还可以，燃煤调峰电厂燃煤备用电厂日子都还不错。
那么看中国。
火电机组未来要转为调峰电厂，都要做深调峰改造。
这个对应什么？
对标就是抽水蓄能和燃气调峰、储能。
先不谈抽水蓄能的劣势。
这个成本是发电侧实际成本不是上网电价
抽水蓄能成本=容量电价（建设成本+折旧+财务+必要利润）约0.25、0.35、0.45、0.55+25%的损失+采购电价（目前约为火电上网标杆）
燃机成本=容量电价+燃料成本（约折2500元吨标煤）约0.7元。
燃煤成本=容量电价+燃料成本+其他费用
储能=0.4~1元+容量电价（能保证一天两充可以归零）+新能源
参考中国火电标杆4毛钱左右上网电价。我们就能看出燃煤电机就是无敌的。
我们讨论新能源和火电的关系的时候，容易犯一个错误，以为新能源替代火电了，火电厂就没了。
这是错的。
无论怎么做，
未来就是基础电力+（新能源+燃机or燃煤or抽蓄or储能）
在调节性能源这个事上新能源和火电一点不冲突。
为什么会有这个误解呢？
因为中国的火电承担了两个任务基础电力+调节性能源。
对比欧洲，我们就很清晰，欧洲的基础能源是核能+水电+其他可再生能源。调节性能源为燃煤+燃机。在这个基础上加大新能源装机加大新能源发电占比。
2035——2050年的欧洲目标，新增8500亿千瓦时新能源基本对应完全90%以上提火力发电。
但是这个时候，燃煤电厂或者燃机电厂就完全退出了么？
也不会，就是转为备用能源，因为新能源还有年度变化，如果碰到新能源出力不好时候，备用能源一年发个千八百个小时也是可能的？
那这个时候火电厂就破产亏损了么？
肯定不会啊，肯定就变成纯粹的公共事业，就是收费，不干活也收费 。
如果，这个情况在中国呢？肯定也一样。
那么我前面一直讲过一个点。叫火电机组3000小时，说这个时候火电机组不可替代。
这是什么意思呢？
就是相对于燃机机组，煤电调峰的经济性优势巨大，这个数据是个预估数，我没算具体的平衡线，具体的线应该在1500小时左右。
这个数，很简单，就是燃机的投资，单瓦大约只有煤机的一半。
由于燃料成本差价过大，那么3000小时以上的时候，燃机就跟煤机没法比。
现在有人已经算了，什么火电以后要收容量电费、要收调节电费，还要有实时电价交易。
这个对应什么呢？
就是要保证在实时电价交易的模式下，火电不能暴利。
我前面曾经说过香港的火电装机在最大负荷140%的情况下还缺电，还需要中国来补充电力。
那么很简单，中国的火电装机冗余度120%都不到，如果完全实时交易，电力不是供大于求 ，是就是短缺，火电煤机就是暴利。具体可以参考新加坡。
前面又说了欧洲的新能源负电价的事。但是写这个的没写传统电机发电也是负电价么？
明显没有。这个就和绝大多数球友的认知完全相反的。
绝大多数球友的认知是新能源都负电价了，火电是不是也得降价，不然你就别发了！
这个理解就是完全错的。
火电本来就可以选择不发。我收不到钱，我就不发，不发我也有容量电价。
但是发电这个事，如果你让我发，从让我发的爬坡阶段和让我停的下坡阶段，我都要收额外的调节电费。
这个费用成本呢，燃煤比燃机要高很多。
燃机加热快。
中国的大部分燃煤还是用的褐煤，升温还需要加油什么的。对比欧洲，欧洲的燃煤电厂多数用硬煤，6200大卡的，好处就是升温快，不用加辅助燃料。
这也是我说的燃煤燃机，有个平衡线，应该在1500小时左右（有好事的可以算一下）。作为调峰机组，燃煤的整体经济效益才会差过燃机。
现在情况明了了。
我一直说过，在中国燃煤机组降到3000小时之前，新能源没有消纳问题，就是说燃煤机组让路就可以了。这也不存在燃煤机组效益不能保障。
也不存在新能源发电项目收益不能保证的问题。
什么时候发生重要节点呢？就是新能源装机达到火电装机两倍的时候。
那么前面新能源装机达到火电1倍、1.5倍的时候呢？
那是小节点，小的政策修正就可以了。
到了2倍的时候，大致发生什么呢？大致就是我说的火电装机要降到3000小时了。
这个是个重要节点，一方面，煤机要承担基础能源保证的事，简单说吧，由于我们工业耗能大，就是煤机差不多有1500小时是要作为基础能源的（基本对应全网负荷的20%），剩下1500小时是调节时间。
再往下减，就看综合成本
最极端的情况就是煤机收容量电费，但是全部转为备用电源。
那么社会总发电成本=煤机容量电费+新能源发电成本+调节电源成本
简单说吧。煤机容量电费，即使一度电不发，这个时候差不多也要收0.12~0.15元。
新能源发电成本低于2毛，调节性电源成本要低于两毛。
这样，才能保证总成本控制在5毛以下。
而这里再纠正一个问题，不存在新能源发电成本边际效益为零这回事。
新能源发电成本就两个算法，一个算法是火电标杆电价+保障小时数，那么这个情况下，超出部分边际效益可以计算为零。
另外一个算法，就是满发，尽量满发，那么就是成本0.2,0.18….。
但是第一种算法的前提在在新能源装机达到火电装机的两倍以前，才可以。就是说新能源多发部分，可以是火电退出部分。
但是一旦到了这个节点，就不存在火电退不退的事。
新能源有时效性，大家要发都是在中午（光伏）发或者晚上发（风电）。
为什么是两倍，是因为风光本身还可以互补，中国地方大，各地的风光出力顶峰天然有时差。
这个就基本解释清楚了2030年以前的事，2030年以后，不是煤电就不行了，是如果调节性电源技术没有突破，还要增加新能源消纳的话，中国就要真的涨电费了。
这个是对应欧洲的，欧洲就干了点屁事，电费就涨上天了。
我说的这个节点意思是，中国可以做到新能源发电到3万亿度以上，我们的社会总用电成本基本不涨，这是中国的能力。
这不是说2030年以后煤电就完蛋了。
恰恰相反，这个时候，煤电可能是盛夏，是暴利的时候来了。
我们前面说了作为调节性电源，煤机的竞争对手是燃机。
但是煤机有大量的存量机组，如果还要备用电源的话，那么是不是存量机组最佳，虽然燃机是煤机的一半成本，但是零比一半不是还便宜。
这个也解释了好多球友问的问题，五大电力的存量机组减值问题。
随着全国统一电力市场的建立，五大电力的减值问题会越来越小。
中国不会有美国那样的大规模煤电机组减值。
美国的煤电机组减值实际是个狗屁问题，比如一边说美国的煤机都存在40~60年了，那怎么还有大规模减值呢？
那是因为2000~2010年美国火电商有大规模的并购交易。这时候的火电是溢价的。
然后2014年后，随着页岩气的大幅度降价，煤机的价值一下子归零了。
这个是特例，对于中国没有参考价值。
技术问题基本说清楚了，后面可能还有修正，慢慢来吧。
后面再从资产角度看。
有人说什么中国煤炭资产8万来亿，一年6000多亿，还是7000多亿利润。
什么中国电力行业资产20几万亿，利润只有几千亿。
我简单说一下大逻辑。
火电13亿千瓦，大致对应5~6万亿资产。
国家电网接近5万亿，一年利润500~800亿，这个是死数，国家强制要求国家电网一年智能赚一个点多点利润，多了要回馈社会。
现在低利率环境，5万亿资产8%回报，3%融资成本，即使股本金是0，也对应2500亿利润。
如果对应6万亿度点，就是4分多点一度。对应4万亿度电，就是6分多点。
我的判断是，这个资产未来大致有这个回报，那实际就接近水电了，而分红会好过水电，因为火电现金流远好于水电。
为什么呢？
核心逻辑是这次的电力大变革是电代油，是电代油的错位竞争。
一个是动力上全面电动代替机械。这个就是体现在未来机器人各种领域吧。
一个是交通领域全面电代油。
在这个大背景下，发电的效益一定要保障，不保证，就没法实现电代油。
中国如果能用1万亿度新能源实现2亿吨原油的替代，发电成本不超过4毛，就是100%~200%的效益。
即使用煤电实现对原油的替代，也是100%~200%的效益。（火电标杆就是0.4元）