这是一门什么生意？你见过自由现金流吗
读懂电力股，一定要读懂中国电力市场20年来的波澜壮阔，从电网分离到市场化定价到容量电价+服务费到机制电价到绿证，一轮又一轮的改革带来了翻天覆地的变化 这是一门极差的生意，一个公用事业公司，竟然不能用DCF估值，因为DCF算出来是负的。因为公司每年generate的CF根本不够CAPEX。目前每年CFO～350e，但CAPEX总金额400-500e，其中维护性资本开支200e 从波特五力视角来看，这也是一门极差的生意，对上下游没有任何溢价能力，行业没有进入门槛，都是国企，可以随便投产 从利润稳定性来说，这是一门变得相对稳的生意，绿电属于边际成本为0的行业，理论上利润更稳定。但是供需关系失衡，可能导致电价下降 这是一门复杂的生意。首先所有电荷都要搞清楚电价怎么变，最近政策频出，对于政策的理解和落地就十分烧脑。其次火电要分析煤炭，绿电要分析组件等成本，还要考虑消纳问题。 粗看下来，电力行业的商业模式水电>核电>绿电>火电。而且不是好的一点那种。
中国电力机制的顶层设计复盘
第一部分：市场机制（从“单维”裂变为“四维”）
1. 电能量机制（Energy）：边际成本定价的回归
中长期与现货的配合：市场不再是一口价。中长期合约（LTA）锁定大部分收入（如年度长协），起到“压舱石”作用；现货市场（Spot Market）解决实时供需偏差。 价格逻辑：现货价格不仅反映供需，还反映时空约束。
负电价逻辑：在山东、甘肃等光伏大省，午间现货出现负电价并非偶然，而是机制对“系统无法消纳的多余电量”给出的惩罚性定价 1。 价格传导：现货价格的波动最终会传导至中长期签约。2025年广东年度长协跌至0.392元/kWh（低于基准价），正是因为现货市场低价预期的倒逼 2222。
2. 容量机制（Capacity）：为“存在”付费
定价公式：依据《关于建立煤电容量电价机制的通知》，国家设定了煤电固定成本参考值为330元/千瓦·年 33。 回收比例的硬约束：
2024-2025年：多数省份回收比例约30%（即约100元/kW·年） 4444。 2026年起：回收比例将提升至不低于50%（即至少165元/kW·年） 5。
机制含义：这意味着一台100万千瓦的煤电机组，即便全年不发一度电，理论上也能拿到约1.65亿元的“保底费”。这彻底改变了煤电的财务模型，使其从“强周期性资产”转变为“类基础设施资产” 6666。
3. 辅助服务机制（Ancillary Services）：为“灵活性”买单
谁在买单？以前是发电企业互济（如“两个细则”），现在机制正转向“用户侧分摊”。 价值体现：调频、备用、爬坡等服务。随着新能源占比提高，这部分费用在终端电价中的占比会显著上升（即常说的“系统运行费”）。
4. 环境价值机制（Green Value）：绿证的独立化
核心逻辑：机制明确绿证（GEC）是可再生能源环境属性的唯一凭证 7777。 定价分离：“电证分离”成为主流。即使你签了绿电合同，合同里也必须把“电能量价格”和“绿证价格”拆开列示 8。这确保了环境价值不再模糊在电费里，而是可以独立交易、独立波动的资产。
第二部分：核心政策演进（三份文件定乾坤）
1. 2015年“9号文”：宪法级文件
核心方针：“管住中间，放开两头” 9。 解读：把电网从“吃差价”的贸易商变成“收过路费”的通道商（核定输配电价）；发电侧和售电侧放开竞争。这是所有后续市场化机制的法理来源。
2. 2021年“1439号文”：煤电入市的冲锋号
背景：煤价飙升导致煤电全行业亏损，甚至出现“拉闸限电”。 核心突破：
取消工商业目录电价：逼着工商业用户全部进入市场 10。
扩大涨跌幅：将燃煤交易电价上下浮动范围扩大至±20%（高耗能不限） 11。
深意：这次改革让电价第一次真正有了“向上浮动”的能力，打破了长期以来“只降不升”的惯性，为煤电疏导成本打开了口子。
3. 2025年“136号文”：新能源入市的“安全网”
全称：《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》 12。 核心机制：“保障性收购 + 市场化交易”的混合模式。
存量项目：设定“机制电价”（通常等于当地燃煤基准价，如广东0.453元/kWh），保障其大部分电量（如90%）按此价格结算 13。 增量项目：逐步提高市场化比例，但仍保留一定比例的机制电价作为过渡。
政策意图：在新能源现货价格崩塌的背景下，防止行业投资回报率（IRR）击穿底线。这实际上是“隐性补贴”的一种回归，通过行政手段锁定了新能源的一部分收益 14。
第三部分：补贴体系（从“财政欠债”到“市场造血”）
1. 历史包袱：FiT与千亿缺口
机制回顾：过去实行标杆上网电价（FiT），高出煤电基准价的部分由“可再生能源发展基金”补贴 15。 资金来源：向全社会用电量征收的“可再生能源电价附加”。
2013年标准：1.5分/kWh。 2016年至今标准：1.9分/kWh 16161616。
缺口形成：装机增长太快（年均增速远超10%），但附加征收标准多年未涨（停留在1.9分）。这导致入不敷出，形成了巨额欠补。 量化规模：截至2021年底，累计拖欠补贴资金约4000亿元 17171717。
2. 解决路径：融资化解与确权
确权（清单制）：并不是所有项目都能拿钱，必须进入“合规项目清单”。合规性核查（用地、审批等）是拿钱的前提 18。 融资（SPV模式）： 2022年起，由电网公司牵头设立“结算服务公司”（如北京/广州可再生能源发展结算服务有限公司）。
操作逻辑：在财政拨款不足的情况下，通过专项融资解决缺口。实质上是把未来的电价附加收入作为抵押，进行资产证券化或发债，把钱“预支”出来给发电企业 19191919。 效果：这一点对发电央企（如龙源、三峡）的现金流改善极大。
3. 未来方向：绿证取代财政
根本性转变：国家明确，新项目不再享受财政补贴，而是通过绿证交易获得环境溢价 20。 闭环逻辑：
以前：发一度绿电，国家财政给你补几毛钱。 现在/未来：发一度绿电，国家给你发一个“绿证”。你去市场上把这个证卖给需要的人（如出口企业、高耗能企业）。卖多少钱，看市场供需 21212121。
风险点： 2024年绿证核发量暴增（47亿个），导致价格暴跌至2.5元/张 22。这意味着“市场化补贴”的替代能力暂时还很弱，未来必须依赖“强制消费机制”（即强制要求用户买绿证）来托底绿证价格，否则新能源的高收益时代将一去不返。
润电为何优秀？为什么华润“各电源利用小时”高于平均
A. 火电：大量机组具备“供热/保供刚性”，更接近“必开机组”
2020 年：94%火电项目开拓热力市场，开展供热业务；并给出供热规模/收入等信息。 2021 年：96%火电项目开拓热力市场，在全国28 个城市开展供热，供热业务营业额69.50 亿港元。
供热型煤电（CHP）往往承担民生供暖/工业蒸汽责任，调度上更“刚性”，即便电力市场化程度提高，也会因为“热负荷约束”获得更稳定的开机与更高利用小时。 这能解释华润煤电在 2019–2022 明显跑赢全国火电均值（+273~+432小时区间）。
B. 火电：成本/效率更好 → 市场化交易中更容易“中标发电”
2023 年附属燃煤电厂：平均单位燃料成本296.3 元/MWh，供电标准煤耗297.17 g/kWh。 2020 年（半年度披露）：还披露了市场化售电占比等，说明其在交易侧更主动。
在“中长期合约 + 现货/日前 + 辅助服务”的组合里，机组的边际成本与可用性决定了在竞价中的出清概率；更低的煤耗/更强的运维可用性往往带来更高出清电量，从而拉高利用小时。 这也解释了：当全国煤电利用小时在 2023 回升到4685小时后，华润的优势在“煤电小时数”维度明显收敛（4688 vs 4685），但并不意味着竞争力消失，而是“全行业煤电小时数都上来了”。
C. 风电/光伏：项目资源质量 + 限电更低（或更强的消纳条件）叠加
全国 2023 并网风电2225、并网太阳能1286；华润 2023 风电2451、光伏1480，分别高226、194小时。 2022 年同样显著高于全国：风电 +177、光伏 +173。
