114号文对应煤机收益

大致和我说的几个底数保持一致，微升。

全国平均降到3500左右，基本对应全国范围内全容量电价。

3000小时 ，容量电价大约0.11元度电。

保持和4000小时3分利润一致的点火差，大约需要2毛。

扣除容量电价9分。

燃料成本提升5%-10%。全国煤机能耗升到305克左右。

按照840左右标煤价格0.256度电，速算0.26元度电。

按照25年口径

煤机发电量5.8-5.9万亿度。

自备电厂占8-9%，大约发5.4万亿度电 。

考虑未来电力增长。

按照总盘子增到6万亿需求。

煤机仍旧需要减少到4.5万亿。

速算按照1万亿度算。

电网侧对应的深调峰服务费上限可以给到

本地新能源机制电价。

就是0.3-0.35元左右（全国普遍）。

按照0.25-0.3元测算。

去中间值0.28元。

1万亿度电退出

大约增加2800亿收入。

成本大约1000亿（但是这个数和煤耗有冲突，如果这个算了1000亿，煤耗就不是0.26是0.245）。

1500亿利润对应45000亿存量，差不多增度电3.3分，如果考虑扣除主力机组，差不多度电4分。

这个大致就是能源局工作底稿。

就是0.26左右的煤

0.11的容量电价

0.04的深调峰服务费

0.04元的电厂运维成本

电厂拿0.05左右的利润

最终形产成多少电量电价。

差不多0.26+0.04（运维成本）=0.3元

这个就是中东部地区的底。

西部减一毛左右就是0.2元

+5分利润就是0.25，0.35

西部省份，如果煤价波动到800元以下，应该就跌破长协电价下限了。

所以114号文取消了下限

而0.25 0.35普遍低于各省新能源机制电价。

这也是煤机能打的核心本事

机组分流 ，就是一部分赚电量电价，一部分赚调节费。（不能都赚，都赚就是暴利了。）

大致会有额外1-2分超额利润。

就是连续现货，降低长协电量比例后。

火电大致能拿高峰500小时每年的高峰电价。

普遍溢价0.1-0.2元（对应独立储能峰谷差0.1-0.2元左右）

500、1000乘0.1=50-100元每千瓦。

大致对应额外有1.5-3分利润。

所以未来煤机利润全国平均能做到5.5-7分（税前）

税后4-6分

大致对应点火差逐年走阔0.5-1分。

连续3年。