举几个例子看看大唐发电北方存量煤电的蜕变

很多人认为大唐发电今年只是因为北方煤价下跌才导致业绩反转，但事实上仔细去看就会明白这只是一个因素，新增机组尤其是风电利润增长、利率下降、折旧到期都提供了利润，这几年持续在垫高利润底部，即使煤电有反复，影响也大为下降。这次看下大唐北方煤电在发生的蜕变。

首先看最清晰的几个。

托克托至北京，4回500kv直流外送，输送能力好像能达650万kw左右，建成外送煤电612，新能源建成一期200，二期在建150，应该还有三期，配一些储能风光应可达500至600。

蔚县至房山，线路是两回，输送能力270kw应能达到，煤电原规划是60x4，实际建成66x2，所以线路可能比较富裕，新能源一期100建成二期135在建，可能还是富裕的，配些储能再建个100也没问题。

张家口至北京，线路是两回，输送能力270kw应能达到，建成煤电32x8，100x2替代在前期，目前风光100在建，以后应有潜力，尤其是如果煤电真替代后，也可以配300+风光。

这几个个人归为一类都是点对网存量煤电项目新配风光新能源，这是大唐发电比较特殊的一类电源，这可以看成特高压大基地的缩小版，特高压其实也是点对网。点对网和早一些的特高压项目最初主要输送水电和煤电，输送能力和容量配比一般是1：1，但是几乎所有的特高压（西部水电区和北方煤电区）和部分点对网（主要是环京）周边恰好是风或光或两者都有的富集区，这些输送通道配置一定的风光与煤电组成一体化项目，在电源侧完成平衡，本质上在不改变输送总量和质量的基础下，替代了部分煤炭，初期几乎不用其他，发电量能达到20%以上的替代，如果煤电下降到3000小时附近，配置少量储能，能达到40%的替代，并且存量煤电，到达退役，可以缩量替换煤电，加一些储能，还可以增加风光，能达到60%以上的替代，就像新的专门为了风光消化的特高压配置比例一样，现在最新的特高压比例一般配置是输电能力：煤电：风电：光伏=1：0.5：0.5:1。结果是，总发电量差不多，但当中风光发电量占比大幅增加了，这部分可以看成替代了煤炭使用，而煤电部分减小但容量电价相当补充了发电小时数，实际上并未减少，只是减少了煤炭使用量。比如托克托上网电量，2021年半年是119亿千瓦时，2025年上半年是115亿，大家都知道2025年托克托是含有新能源外送一期的，上半年算20亿的话煤电从119->95了，后面马上还有二期，煤炭使用量会进一步减少，同时2026有新增的容量电价。

这是最清晰明了的改变，而且这些点对网项目折旧陆续到期，至正式退役这段时间应该是利润非常好的一个时段，至少没原来那么惨吧，其边际变化是最大的，是历史的礼物。 感谢时代，北方煤电配置风光获得了逆天改命的机会。 大唐这三个加起来不算少了，煤电共1000万千瓦，线路输送能力1200万千瓦，目前风光已建300在建385，个人估计在煤电不缩量下可达1000万千瓦风光，未来在煤电缩量下可配2000万以上风光。

北方其他的存量煤电，不清楚是在电源端还是在电网端平衡的，黑龙江几个感觉可以看成类似的在电源端平衡，比如绥化庆安风光火储（存量绥化35x2热电为基础、一期风30在建电锅炉5x3预留5x2）、拟建双鸭山风光火储热一体化（存量热电20x2，拟建风30电锅炉5x4水储热1万立法米），大唐黑龙江原来煤电是很差的，如果没有这种，估计永远改不了命的，黑龙江陆风成本非常低，辽宁、河北其他区域、山西感觉是在电网端平衡，但是配置资源还是比较充分的，这种项目很多。电源端和电网端最大区别是风光是否接入存量煤电的送出线路，接入的比较清晰，不会有外来干扰，受线路送出能力所限，总送电量不会少但也不会多，更清晰地看出煤电-新能源怎么动态变化的，对比纯风光企业发电现在小时数的压力，这个优势非常明显，线路价值极高。

北方这几年的风光新能源，大基地和存量或新造煤电配置的占了相当大的比例。而且新造煤电可能和存量也有关系，比如大唐下花园也是拆了后，因为在造特高压交流经过，规划煤电66x2新能源200。

啰嗦这么久，其实本质是原来北方利用小时低，其调节能力白白浪费或补偿很少，现在这些调节能力有价值了，这是永久性改变了的。带来的结果是大唐发电盈利对煤炭的敞口占比逐渐缩小、风光水核的利润占比提升。因为大唐发电北方占比较大，所以其边际改变是最大的。时间越往后推移改变越大，速度可能比投资人认知的快，因为其是双向的，煤电减少和风光增加同时进行。