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容量电价 解决不了煤电盈利问题。
容量电价 全国电力大市场 以及未来潜在的电力交易制度改革 这些导致的最终结果是电力资产得资本回报率趋同。趋同的意思是接近一致不是完全一致，还有资源禀赋差异。
比如特高压。
送端的资产可能会好一些，但是也就是一个点左右超过两个点的概率几乎没有。
拿宁电入浙来看，就是浙江如果煤电也好 新能源也好，资本回报是7 7.5，送端也就是8 8.5，不可能到10。
但是对五大电力的意义很大。
简单说就是一条特高压对应1600万千瓦资产，12gw风光。4gw火电。4块钱一瓦，就是640亿。
34条对应2万亿+资产。
五大分一半，也意味着手里的发电资产接近翻倍。
如果有2万亿+irr8的资产。融资成本又低到3。
上市平台就这几个。上市平台还有发永续债的能力。基本上资产膨胀几千亿，不需要资本扩张。
上市平台资产扩张的潜力都是巨大的。
再回过来聊容量电价。
先要了解他的机制。
这个机制就是按照装机容量给钱。不管实际小时数多少。大致对应4000小时下，度电2.75分。
那么第一，当下环境下，5000小时机组和4000小时容量电费是一样的。未来降到3000小时也一样。
这里我还有一个观点，就是省内发电小时数趋同，未来都是3000。
当然有球友不认同，总觉得大机组应该多发。什么这个优势那个优势。
我说不可能。
这点是有什么决定的呢。由辅助服务费用决定的。
这个辅助服务费，最早是基本不给，除了调频。后来逐步给，未来就要给足。
这就决定了省内大机组的优势就降低了，尤其大机组对应主干节点上新能源接入越多，外来电力越多，大机组劣势越明显。
为什么呢，就是辅助服务费实际是整体电网的运行成本。
原来中小机组启停次数多，大机组启停少，事实上就是中小机组哪怕位置低，也要承担主干网的调节任务。
那为什么这么做？
因为不花钱，或者半价。
一旦这部分支付费用与电厂调节成本打平，甚至还有利润。
电网就要按照经济规律测算，大电厂调节还是中小电厂调节。
那么随着新能源接入的增多。
最终的结果就是大中小电厂出力发电小时数趋同，辅助服务费用按照实际发生收取，发电赚取合适利润，服务费同理。
这些都导致最终大家的发电小时数趋同，资本回报率趋同。
那么会不会有成本差异。
会有，就是看资源禀赋的比较优势。长协煤多少，有没有自建码头，离码头多远，综合物流费多少。
这个今年已经在发生了。所以大家觉得粤电力拉胯，浙能一般，华电一般。
华能一季度有惊喜。大唐季季表现不错。华电略有增长。
所以我在前面一直说电力资产投资就看两点 比较优势，资产规模。
那么再说的细一点。比较优势，燃料成本第一。资产规模，资产市值比和扩张潜力。
至于具体什么哪个省项目，哪个好拿个特别好。
这些历史上的投资要点。
要摒弃了。
原来的电力投资是找到好资产，这个好资产回报可能是irr10，找烂资产少的公司，或者好坏搭配多的。
未来这个观点没有了。为什么呢？现行投资机制不允许。
转变就在两年内。不会很久，交易制度一定重新调整。
很简单。
现在新增电力资产是为了保证电网安全，最近江苏浙江广东的几个百万机组都是为了保障电网安全，需要把冗余度提升到120%。那么就不允许现有机组淘汰，如果淘汰了，那么是不是还要再建新的100万机组。那怎么保证投资，怎么投？
现在传言的什么浙江0.425标杆电价，能干就干不能干就干。这个事，明年这类省内竞争机制就是最后一年。
江苏浙江 广东新增大机组投产的次年，机制就一定会转变。
没有第二种可能！
