感觉电力研究还是蛮困难的，看了一下三峡能源，海上风电是核心业务，如果用IRR看，近海风电的IRR大概就是8-10%，随着远海IRR越来越小，近海的空间也是有限的，那么未来的公司继续投产能回报率会随这个趋势下滑。长期ROE应该就是这个数，但是投资股票可能会有不一样的变化，一个是企业会有战略调整来适应，第二个是产业景气波动带来更多的弹性和收益空间。

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绿电的量、价和成本上，目前来看只有价格是可变的，目前市场化率越来越高，如果目前的电价是比较低的水平，那么现在买的话就是看价格上涨带来未来弹性；量通过装机和利用小时数基本固定水平波动；成本主要是80%+是折旧，在装机的时候就已经大部分定了，可变的无非是运维和融资费用。

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电力价格的研究很复杂。这也是我有点没搞懂的地方，首先是不同电力的互相制衡，煤电价格应该是比较刚性，主要体现在成本端对煤炭价格的高度依赖。

成本驱动：煤炭成本通常占火电企业总成本的65%-70%，是绝对的“大头”。因此，煤炭价格的涨跌会直接、迅速地传导至火电企业的发电成本和最终的上网电价。
供需作用：虽然火电也参与市场化交易，其价格也受电力供需关系影响（例如夏季用电高峰时电价上扬），但煤炭成本构成了其价格的坚实基础和主要波动来源。

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水电的定价

多样的定价机制：不同水电站的上网电价可能适用不同的规则。早期投产的水电站可能采用成本加成模式；在省内消纳的水电可能执行省内标杆电价；而像“西电东送”这样的跨省跨区交易，则采用落地倒推法，即用广东、江苏等受电地区的平均购电价格减去输电费用后倒算出来。此外，在四川、云南等水电大省，有相当比例的电量通过市场化交易形成价格。
波动源于何处：正是这种多元化的机制，造成了水电价格的波动不均衡。参与市场化交易的部分，价格会随来水的丰枯（影响供应量）和当地的用电需求（影响需求量）而波动，尤其在来水偏丰的月份，为消纳富余电量，市场电价可能明显下降。而执行政府定价或长期协议的部分则非常稳定。--新能源电价：市场化下的新格局市场化改革：根据2025年初的新政策，新能源（风电、太阳能）的上网电量将全部进入电力市场，通过交易形成价格。
“可持续发展价格结算机制”的作用：为防止市场价格波动过大影响新能源投资的积极性，新政同步建立了差价结算机制。可以理解为，为新能源项目设定了一个参考基准（即机制电价）。当市场价低于机制电价时，可获得差价补偿；当市场价高于机制电价时，则需返还差价。这相当于为新能源收益安装了一个“稳定器”，平滑了波动，但价格水平本身由市场竞争决定。

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除了价格之外，影响最大的是折旧，看得出来2020年上市投资最猛，现在投资强度下来了，估值也降低了很多，一定程度上说明，未来的折旧边际影响会下降，现在多多计提一些减值，如果未来价格能够上涨，利润的弹性可能会比较不错。加上大股东的增持，个人感觉是有搞头的，但是不知道弹性如何，空间在哪里