最后讨论一下现在政策还存在的难点和为什么对五大是利好！
先看一段文字：
在2023年6月蒙西电力市场试运行期间，蒙西实现了市场化机组全电量参与现货优化出清，发电侧最高出清价格达1.71元/千瓦时，较燃煤基准电价上涨504.5%，这给售电公司和电力大用户等需求侧的购电决策主体带来显著风险。2023年5月1日至5月2日，山东电力现货市场出现了持续32个小时的负电价，最低实时电价达到-85元/兆瓦时。这意味着，发电商在销售电力时不仅无法获得市场收入，反而要支付给用电侧费用以激励其消纳多余电力。这不仅增加了新能源发电机组面临的电价波动风险，同时也进一步影响了投资者对新能源项目的回报预期和投资决策。
一、我前面说过，电力实时交易利好火电，就是容易形成暴利。
这个在蒙西电力市场试点期间，就很明确的体现了。尤其在中国整体火电装机冗余度只在110%左右的时候，一旦全部改成现货交易，那么对应的就是电价大涨，而不是大跌。
第二个山东负电价！
但是这个负电价，没有说清楚，全部都是负电价？核电负电价？火电负电价？还是就是新能源负电价，还是就是参与现货交易的新能源是负电价？
再看下一段文字：
山东对热态启停的60万等级机组一次补偿80万元，对应换取的光伏发电电量大约180万度，相当于每度多消纳的光伏电量用户侧要多支付0.44元的启停费用，但是此时多消纳的光伏市场电费为-14.4万元，80万换-14.4万显然不合算。
这个就对应（2）里面讲的发电侧综合成本。
再对照山东现货交易，什么6MW以上的分布式光伏参与现货，什么500多个风电项目40过个参与现货。
这都说明什么？就是中东部省份的新能源项目和增量新能源项目价值没有原先想的那么好了。
我们以前说过一个数字。
就是西北的风能发到4000小时，光能发到2000小时，中东部省份陆风最大也就是2000 多一点，光也就是1300 左右。
叠加土地成本高。
那么就是西北的风电，满发成本能降低到1毛2 ~1毛4，半发是2毛4~2毛8 ，中东部省份风电发的好，也要接近3毛，要是部分参与现货效益，就要火电标杆保60%~70%，30 左右参与现货，才能保证8个点左右的资本回报。
光伏雷同。
那么这就意味着西北的风光+0.12元特高压过网费和东部省份的也可以竞争。
这同时意味着什么么？就是五大电力不缺新能源项目，原来这类省内的项目，五大抢不过地方电力。
现在呢地方电力手里的新能源可能都是垃圾项目了。
那是不是地方的新能源项目以后会资本回报是6%甚至低于4%，造成亏损。
政策调整期，有几年波动很正常，但是这个对于五大电力不重要。
我一直说的，好的行业，要有差异，有傻逼兜底，那么你比傻逼好点，你就牛。
以前五大是这个傻逼，现在反过来了。
现在从电网的角度，看看未来发电侧的影响。
中国大致这样，省内主干网是500kv，地市以下是220kv，省际特高压是未来的主力。
那么我们再看看大规模新能源接入后，会有什么发生。
第一是现在消纳、火电出清政策。
我们从今年湖南省时压价有这样的认知，大机组优先出清。
这是个什么事呢，就是对于省内来说，希望主干网越稳定越好，频繁启停的行为最好发生在低一级甚至低两级。
大基地也好本地新能源高比例接入后有几个问题现有政策并没有覆盖。
容量电价，那大基地怎么收？收不收？
大基地的外送电消纳等级是最高还是次高。
本地新能源高比例接入后，主干网大机组怎么参与调峰。
我们前面问还说了配电网政策要修正。
原来搞了500多个增量配电网，什么叫增量就是存量火电机组不能参与，增量部分的配电网。
那新形势下，是不是在配电网政策上有突破。
大规模实践后，代理购电会不会像新加坡那样有突然的巨额亏损。
按我的估计，大基地接入后，会作为基础保障电源，意味着本地主干网机组要频繁参与调峰。
配电网政策要有大调整。
这些都利好存量机组大、全国综合资源禀赋好的五大电力。
但是这也不是说大基地就是暴利项目，就是更容易保资产回报8-10而已。但是什么项目含金量下降呢，就是比如江苏国信的2×100乘4项目。鸡肋。想要保资本回报8%，江苏省要有政策支持。利好火电整体。
大致如此。随时补充
劝君投资电力，首选$大唐发电(00991)$ $华能国际电力股份(00902)$ 华能国际大唐发电。