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分散式风电经济性测算及商业模式.ppt

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分散 式风电 经济 测算 商业模式
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分散式风电经济性测算及商业模式分析,,华创证券研究所分析师 王秀强 执业证书编号 S0360518060004 十年能源研究履历 13401191254,一、分散式风电成长动因:产业与政策新均衡 二、政策红利密集:豁免竞价参与资源竞争 三、分散式风电项目经济性测算 四、分散式平价上网压力测试 五、分散风电市场化交易模式创新 六、风电进入第三轮行业成长周期,一、分散式风电成长动因:产业与政策新均衡,分散式风电成长动因:产业与政策新均衡,分散式风电不是舶来品。“本地平衡、就近消纳”是分散式风电最重要的特征,其试点、成长、扩张的路径与大型风电基地截然相反。从能源产业发展形态看,分散式风电是国内风电发展到一定规模、电力系统需要重新建立新秩序、开发企业寻求新的利润增长点、政策引导行业建立新均衡的结果。 集中式风电站经过二十年发展,已形成酒泉、蒙西、蒙东、冀北、吉林、黑龙江、山东、哈密、江苏等9个大型现代风电基地。风电装机规模也从2005年12GW扩张到1.87亿千瓦(吊装容量),风电装机规模、风电发电量大规模扩张,与此同时也带来弃风限电问题,风电并网消纳与电网通道资源不足、辅助服务市场不健全、电力系统调峰能力不足、就地消纳规模有限等问题制约。,图表1:国内风电装机仍处于上行通道 图表2:风电发展20年经历两个成长周期,周期性明显,分散式风电政策支持密度高,扶上马送上一程,自2011年国家能源局出台支持政策,分散式风电项目正在多个区域落地。2012年18个分散式项目获得核准,是首批分散式发电项目。 国内分散式风电装机规模3GW左右,占比不足2%。但开发自去年开始。 国内已经有河南、河北、山西、辽宁、内蒙古、湖南、贵州、江苏等地开始布局分散式风电项目,超过8GW。其中,河北计划2018-2020年开发分散式接入风电4.3GW,河南“十三五”拟建2.1GW分散式风电,山西“十三五”分散式风电项目开发建设规模达987.3MW,陕西、安徽、黑龙江等地也在要求当地市县做资源摸底,部分确定投资主体。,图表3:第一批部分分散式风电示范项目,分散式风电支持政策密度高,分散式风电政策不断迭代,并网消纳扩围至110KV,2011年是国内分散式风电发展的起点,反观政策出台的历程,分散式风电管理办法不断迭代,其中接入电压等级范围不断调整。与2017年5月国家能源局文件要求不同,最新管理办法将并网消纳范围扩围至110kv,分散式风电获得更大的消纳范围和更大的装机成长空间。 回顾分散式风电系列管理办法发现:2011年国家能源局下发《关于分散式接入风电开发的通知》、《关于分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》,分散式风电项目可以接入110kv、66kv电压等级线路,可以在更大的范围内消纳;但2017年5月国家能源局下发《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》(国能发新能〔2017〕3号)明确提出,接入电压等级应为35千伏及以下电压等级;严禁向110千伏(66千伏)及以上电压等级送电。,图表4:分散式风电装机规模不超过5万,,图表5:分散式风电装机规模不超过5万千瓦 图表6:内蒙古分散式风电并网标准更为严苛,2017年12月内蒙古下发“十三五”第一批22个、15万千瓦分散式风电项目,根据《内蒙古“十三五”分散式风电项目建设方案》,分散式风电项目开发建设应按照“统筹规划、分步实施、本地平衡、就近消纳”的原则推进应。蒙东分散式风电并网标准更严苛:确接入电压等级在35千伏以下,蒙东地区没有35kv电压等级,只能接入10kv及以下。,分散式风电发号令:项目开发建设暂行管理办法,行业启动元年,新政落地。4月16日,国家能源局《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》,分布式风电项目推进发号令。 多种方式并网。分散式风电项目在申请核准时可选择“自发自用、余电上网”或“全额上网”中的一种模式,项目自发自用部分电量不享受国家可再生能源发展基金补贴。 并网最高电压等级提高至110KV。此前文件规定,分散式风电接入电压等级应为35千伏及以下电压等级;严禁向110千伏(66千伏)及以上电压等级送电。接入35千伏及以下电压等级开辟绿色通道;110千伏(东北地区66千伏)电压等级接入系统设计和管理按照集中式风电场执行,且只有一个接网点,50mw规模上限。 简化审批流程,首次尝试“核准承诺制”,接入35千伏及以下项目电网限时接入。国家能源局鼓励各地试行项目核准承诺制,降低项目前期成本。 三个核心审批组件:场址规划、土地预审、电网接入。鼓励开发企业将位于同一县域内的多个电网接入点的风电机组打捆成一个项目统一开展前期工作,办理相关支持性文件,进行项目前期工作和开发建设。,二、政策红利:豁免竞价参与资源竞争,,图表7:分散式风电与集中式风电区别,,政策红利:豁免竞价分配资源,分散式风电豁免竞价,将贡献新装机。5月24日,国家能源局下发关于2018年度风电建设管理有关要求的通知,受限于补贴压力,国家能源管理部门调整风电资源分配方式,试水竞价分配风电资源,加速风电平价上网,提高行业竞争力。 按照风电管理新政,从2019年起,各省(自治区、直辖市)新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。 文件并明确:“分散式风电项目可不参与竞争性配置,逐步纳入分布式发电市场化交易范围。”仍执行标杆电价政策。,,图表8:从行政审批分配资源到竞价分配资源,风电竞价分配资源不同于“光伏领跑者计划“,风电竞价获取资源与光伏领跑者不同,竞争的不是开发权。风资源的配置并非一刀切全部由竞价确定投资主体,项目开发分两个类别。 第一类,开发商仍可以选择与地方政府签订开发协议,并获得项目开发权,与以往项目核准方式不同是,项目运营方需要通过竞价方式确定是否进入所在地区建设方案,竞价带来上网电价下调,项目核准的时间表可能会受到影响。 第二类项目,由政府主导开发,地方政府负责项目测风、勘测、选址、土地规划、并网消纳,采取以竞价方式确定投资主体。此类项目与光伏领跑者模式相似,考虑价格、企业竞争力等因素遴选投资主体。 在政策退坡同时,降低非技术成本,配额制托底。在竞价带来补贴退坡的同时,政策面极力为风电营造良好发展环境:(1)提高风电利用小时数,严格落实风电外送和消纳;(2)取消资源费、路条费等附加成本,降低行业非技术成本,加速推进行业平价上网、提高行业竞争力;(3)实行严格的配额制。目的是剔除风电非技术成本,发现风电真实成本,对冲因竞价带来的收益下滑,并通过配额制托底,通过约束机制提高地方政府新能源项目开发积极性,保证电网外送和消纳。,项目核准程序可能缩减,根据各省出台的《政府核准的投资项目目录》(2017年本),分散式风电项目核准属于市、县发改委部门范畴,项目的主要支持性文件三个:国土部门出具风电项目的土地预审批复、规划部门出具的风电项目规划选址批复、电网接入意见。 按照国家能源局要求,各地规划、核准分散式风电项目需向国家能源局报备。一般项目申报到核准周期2-3个月。 缩减并网流程。电网企业受理并网申请后20个工作日内出具接入系统方案;受理并网调试申请后,10个工作日内完成关口电能计量装置安装服务,随后10个工作日内组织并网调试,调试通过后直接转入并网运行。,图表9:分散式风电项目开发流程和步骤,集中式风电项目审批链条漫长,,风电项目获得核准首选需要列入国家能源局项目核准计划或省拟申报国家风电项目增补计划,由项目投资单位向所在县、区发展改革局提交书面申请报告,同时提供数十项项支持性文件。 县区发展改革局初审后,上报市发展改革委。由市发展改革委会同有关部门审查,逐级上报省级发展改革委核准。 不公开不透明,贪腐案高发区。在国务院简政放权之前,风电项目的审批、核准需上报国家投资管理部门,审批涉及的部门和流程冗长繁杂,审批各个环节都是企业公关、做工作的对象,投资审批权、价格、资金管理权过于集中,贪腐重灾区。,图表10:集中式风电项目开发流程和步骤,补贴拟优先安排、不受指标管理,《分散式风电项目开发建设暂行管理办法》电网企业按月(或双方约定)与分散式风电项目单位(含个人)结算电费和转付国家补贴资金,按分散式风电项目优先原则做好补贴资金使用预算和计划,保障国家补贴资金及时足额转付到位。 国家能源局《可再生能源发展 “十三五”规划实施的指导意见 》:分散式风电严格按照有关技术规定和规划执行,不受年度建设规模限制。,图表11:可再生能源十三五指导意见明确不受指标限制 图表12:可再生能源补贴目录下放情况,三、分散式风电项目经济性测算,分散风电高内部受益率,资产价值重估,低风速技术、弃风限电措施(政治任务)推进,行业发展具备良好外部环境。 根据调研和测算,一些风资源优质的区域分散风电项目内部收益率在15%左右。以内蒙古某21MW分散式风电项目为例,该项目并网超过一年,折合前发电利用小数3300-3400小时,超过去年全国平均利用小时数1452小时(全国平均1948小时)。财务数据分析显示,2017年发电项目毛利率75%,净利率高达59%;净资产收益率38%。,图表13:内蒙古某21MW分散式风电项目经济指标,来源:华创证券,,测算分散式风电经济性,需要从营业收入、成本两个维度拆分。营业收入主要则是电费收入、财政补贴,电费收入取决于项目装机规模、发电利用小时数、上网电价;风电成本主要是折旧摊销、运维费、管理费、财务费用、税费成本、其他成本。除折旧摊销外,财务费用是最大的一项成本支出。 我们对该10MW风电项目的运营情况做出以下假设:(1)建设期为6个月,生产经营期20年,财务评价计算期采用21年;(2)折旧期18年,残值为零;(3)年发电利用小时数2500小时;(4)工程建设第一年末风电机组全部安装完毕,从2年开始全部投入发电;(5)根据目前风电项目投资情况,工程投资总额7000万元(单位千瓦工程投资7000元);(6)自有资金为投资额20%,其余部分银行贷款或其他融资渠道;还贷资金来源包括风电场未分配利润、折旧费用等。,图表14:风电场主要成本构成:折旧费、财务费用是核心,风电项目经济测算模型,附录:风电项目经济性测算模型,图表15:风电项目经济指标测算,来源:华创证券,ROE、IRR与利用小时数、上网电价、工程造价关系,图表5:风电ROE、IRR与发电利用小时数成正相关关系 图表6:风电ROE、IRR与上网电价成正相关关系,图表7:风电ROE、IRR与工程造价成负相关关系 图表8:LCOE(风电全生命周期度电成本)随工程造价下降降低,来源:华创证券 来源:华创证券,来源:华创证券 来源:华创证券,项目收益敏感性分析,图表16:项目内部收益与发电利用小时数敏感性分析,图表18:项目内部收益与工程造价敏感性分析,图表17:项目内部收益与上网电价敏感性分析,四、风场成本拆分:风机设备成本变化影响度电成本,,陆上风电总承包投资成本在7000-8000元/KW。 为了明确风电技术发展的方向,了解风电场投资成本的下降潜力,有必要对风电项目的成本构成进行分解。 风电场装机成本主要由设备及安装工程费用、建筑工程费用、施工辅助工程费用等七个部分组成。 其中,设备及安装工程成本占比75%左右,建筑工程成本占比13%左右,其他费用占比6%左右,三类成本构成了风电厂投资成本的大头。,图表13:风电场成本构成,来源:华创证券,,目前,设备及安装工程费用中成本最高的是发电设备,占比在90%左右。 在整个发电设备的构成中,风电机组是重中之重,占比超过60%。其次是塔筒,占比接近30%。 可以大致计算出风机采购成本基本上占到一个项目总投资成本的42.31%(76.26%*89.27%*62.15%),塔筒的采购成本基本上占到一个项目总投资成本的19.61%(76.26%*89.27%*28.81%)。 可以说,风机和塔筒价格高低在一定程度上决定着风电场的度电成本。,图表14:风电场设备及安装工程成本构成,来源:华创证券,,建筑工程费用约占总成本的13%。国内陆上风电可以根据所在地区的地貌特征简单分为平地、山地、沿海风电几个类型。 建筑工程成本最低的当然是西部平地,因为大面积的荒滩是无需平整的,再高一点是中东部的平地,虽然地是平的,但征地费用会高一些,再高一点是山地风电,不仅要征地,砍树还要修盘山路运配件上山,沿海风电的滩涂虽然征地费用低,但由于地基的软硬和基层的深度不一,风机基础的造价会相应高一些。,图表15:风电场各项建设成本构成,来源:华创证券,来源:华创证券,风电项目投资决策经验判断,(1)测算回收年限“七上八下”。假设项目工程造价7800元/千瓦,年小时数2400小时,电价0.57元/千瓦时,在不考虑运营成本、资金成本前提下,测算单位千瓦回收周期。如果低于7年,项目具有开发价值,如果大于8不具有投资价值,简而言之“七上八下”。 (2)测算度电造价水平。单位千瓦工程造价/(发电利用小时*1千瓦),计算值一定要低于3元/千瓦时,三北地区是2块大限,如7500元/千瓦投资项目,发电小时数必须2500小时;南方地区低于3块钱/千瓦。 (3)提高收益需要从发电小时数和电量两个方向入手。发电小时数每提升100小时,或者度电成本下降500元,度电成本下降1.8分钱,增加发电量带来的收益增加大于工程造价下降。,五、分散式平价上网压力测试:平价并不遥远,分散式平价上网压力测试:平价并不遥远,风电发电侧平价上网并不遥远。风电标杆电价与燃煤标杆电价相比价差仍较高,国家能源管理部门希望产业链上下游共同分摊竞价上网---平价上网带来的压力。分散式风电因低风速风机技术进步、就地消纳等,其发电利用小时数提升,更具有竞争力。,,图表19:2018年四类资源区风电标杆电价与燃煤电价价差 0.15元左右 图表20:政策驱动下国内标杆电价不断下调,来源:华创证券 来源:华创证券,,以二类资源区为例,上网电价为燃煤标杆电价0.3035元/千瓦时,取工程造价6500元/千瓦,不考虑资源税费、路条费等减少。经济测算模型显示,当发电利用小时数为3000、3100小时,项目净现值为负值,项目不具备开发的经济条件;当发电利用小时数为3200小时,净现值为正值,内部收益率仍在8%以上;3300-3400小时,内部收益水平继续抬升。 如果保持发电利用小时数3200小时不变,在工程造价不断下降的前提下,项目收益率不断提高。,利用小时3200小时,0.3035元/度,实现正净现值,IRR在8%以上,图表21:蒙东风电项目平价上网,收益率随发电小数增加提高 图表22:蒙东风电项目IRR随工程造价下降而提升,分散式风电新兴市场主体多,传统油气(新奥、BP)、煤炭开采(同煤)、机械制造(金风、天顺)跑马圈地 纯财务投资者集聚,资金成本低,“门口的野蛮人” 地方政商资源拥有者 民营企业是主力,不乏五大电力、华润、中广核等企业的身影,来源:华创证券 来源:华创证券,图表23:非五大四小投资主体在新增风电装机中占比不断增加 图表24:分散风电项目中央企参与的规模增加,六、分散风电市场化交易模式创新,市场交易为分散式风电带来新契机,从被动管理到主动参与。基于电力体制改革推动,分布式发电市场化交易成为可能,分布式能源在被动接受调度指令管理多年之后,可以主动参与市场交易。 2017年11月,发改委、能源局发布《分布式能源市场交易试点通知》。 隔墙售电合法合规。在满足相关技术条件下,在110kv电压等级之内可以选择就近销售电量,“隔墙售电”成为可能,并获得合法的售电资质,集发售(电)于一体。 电力市场化改革里程碑。在“放开两头,管住中间”的思路下,分布式能源作为增量市场主体参与电力市场竞争,对于分散式风电而言市场化带来新的发展契机。,资料来源:华创证券,图表25:电力市场新运行形态为新能源创造新商业模式,,34,政策要点分析,与以前分布式电源相关政策相比,明确了最高电压等级为110kV,最大容量为50MW; 两类:35kV及以下,20MW及以下;110kV及以下,20MW至50MW。,,一是允许参与市场化交易的试点项目接入电压等级提高到110kV,容量提高到5万kW。,文件提出了“分布式光伏发电和分散式风电” ,但均未提分布式天然气发电,导致政策出现盲点,各利益方解读不一致; 但由于没有明文禁止,很难排除上报分布式天然气发电项目参与市场化交易试点获批的可能性。,,,二是明确分布式光伏发电和分散式风电可以参与市场化交易试点,但未明确是否允许分布式天然气发电参与市场化交易试点,出现政策盲点。,35,,,对于直接交易和电网企业代售两种模式,电网公司只收取“过网费”。“过网费”核定前的收取标准是按电力用户接入电压等级对应的省级电网公共网络输配电价扣减分布式发电市场化交易所涉最高电压等级的输配电价;,,,三是规定了参与试点项目可采用直接交易、电网企业代售、电网企业标杆电价收购三种交易模式,以及“过网费”在核定前的收取标准。,在省级电力交易平台建设分布式发电市场化交易模块。各省电力交易中心牵头负责试点交易组织工作,完善交易规则和管理规范,在省级电力交易平台上建设分布式发电市场化交易模块,实现市场成员管理、交易组织、合同管理、结算管理等功能,电网公司不建议在市(县)公司组建交易平台,保持现有电费结算方式不变。,,,四是设立市(县)级电网区域分布式发电交易平台。,试点地区可依托省级电力交易中心设立市(县)级电网区域分布式发电交易平台子模块,或在省级电力交易中心的指导下由市(县)级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构开展相关电力交易。,,,创新分散式风电交易模式,分布式发电作为新的能源供应主体,可以发挥其项目规模小、接近用户、综合能源服务延伸范围广的特点,丰富电力市场化交易的形式。随着分布式电力市场交易试点的启动,将为分散式风电创新电力交易模式、电价形成机制,在集发电、售电于一体的模式下,有望提高分散式风电项目的经济收益。 以蒙东地区为例,当地属于Ⅱ类资源区,2018年新核准的风电项目标杆电价为0.45元/千瓦时,若与一般工商业用户进行市场交易,交易电价在目录电价0.78元/千瓦时基础上下调10%,交易电价为0.702元/千瓦时,扣减过网费、政府基金及附加,加上可再生能源补贴,市场交易电价仍将高于0.45元/千瓦时标杆电价。以蒙东地区10mw分散式项目为例,如果电价从0.45元/千瓦时提高到0.702元/千瓦时,在3000小时的利用小时数下,项目的内部收益率将提高10个点以上。 交叉补贴,过网费不可能为零。,试点方案申报情况,初步统计,目前全国已有35个省(区)开展了分布式发电示范的申报工作,有十多个省(区)已明确了试点区域或项目。,38,,形成电力市场闭环。分散式风电+储能+用户需求侧管理+电动汽车。 提前为电力金融市场做储备。电力期货、期权、差价合约等金融衍生品。,七、第三轮行业成长周期开启:行业自驱力是核心,风电“路条“价格翻倍,路条是开发商项目获取的主要方式,尽管严禁交易。北方地区集中式风电项目路条费为0.6-0.8元/瓦,而去年同期路条价格为0.3-0.4元/瓦,相比之下路条价格翻了一倍。在风资源优质的地区,如果投资商资金成本低,路条交易价格更高。,图表26:两个不同时期的“路条”,来源:华创证券,清洁能源处于前所未有的政策友好期,提高清洁能源在终端消费占比是国家战略,得到中央、国务院高层(习、李)重要批示,政治任务。 弃风弃光自去年不断改善,配额制、绿证、清理非技术成本等政策出台,清洁能源外部环境友好。 能源局《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)征求意见稿》:2018弃光率低于5%、弃风率低于12%;2019弃光率低于5%,弃风率力争8%左右;2020年弃光低于5%,弃风5%左右。 1-6月国网经营区内累计弃风量127.6亿千瓦时,同比减少70亿千瓦时,弃风率7.9%(龙源6.9%),同比下降4%。华北地区基本不弃风(5%以内);东北地区除蒙东(7.9%)、吉林(6.1%),其他地区不弃风;西北地区累计弃风电量减少22亿千瓦时,西北地区弃风电量同比下降11%,但是甘肃(20.5%)、新疆(28.9%)弃风率超过20%。,资料来源:华创证券,图表27:弃风率逐年下降运营商效率提升,非常规手段解决弃风弃光障碍,“政府引导(强制消纳)+市场选择(交易手段)”非常规手段,解决“三北”地区弃风弃光。 系列措施包括:通过采取压减火电负荷、降低系统备用量、加大煤电灵活性改造、跨区现货交易、协调东部省份消纳、调峰辅助服务、清洁能源供暖、特高压外送、发电权交易等方式,重点解决三北地区弃风限电问题,为新能源消纳腾空间。,图表28:非常规措施解决弃风限电难题,资本市场用一年时间消化,资料来源:华创证券,,,经过20年发展,经过两个个完成的成长周期,正从少年步入成年,政策规划调整对产业影响非常大。 以2007年作为起点,在可再生能源法的颁布实施、风电标杆电价的确立、清洁能源中长期发展规划等政策性支持下,“十一五”五年连续几年翻倍增长,这段时间国内整机厂家众多,百舸争流,但技术能力不足,仍然支撑国内几个千万千瓦风电基地,国内一度有上百家风机制造商、上百种机型,彼时的明星企业华锐风电高歌猛进,运营商跑马圈地,五大四小就是当时储备了大量风资源。 进入十二五,由于风电基地扩张,受审批制度的约束地方“4.95万千瓦”现象异常突出,风电场与电网建设不同步。配网电网基础设施不足,又因风电波动性、间歇性,一度被识之为“垃圾电”,弃风率飙升,行业也从高增长进入萧条期,从2010年持续到2012年。一些项目发电利用小时数维持在1500小时,一度在盈亏平衡点徘徊。风电行业也在这个时期洗牌,这一时期酒泉风场也出现因风机低压穿越能力不足出现脱网问题,行业一度进入低谷。 2015年风电标杆电价下调,引发一轮抢装潮,这一轮抢装考验上游设备制造商的供给能力和产品研发能力、以及下游运营商的开发能力,风机设备环节的新秩序也在这一时期形成,诞生了远景能源这样的黑马;受2015年抢装透支影响,2016-2017年行业行业新增装机规模放缓。,第三轮行业成长:行业自驱力下的新周期,政策端对风电的支持力度在加码,弃风限电在2017年开始缓解,电力市场改革为新能源成长打开新的空间,风电进入新的成长通道。 行业投资热度很大,设备商的出货量数据不理想,从五月到现在股票表现很差,年初到现在-30%,5月中旬到7月初下跌-40%,金风科技市值从最高649亿元,下跌到394亿,250亿元以上的市值蒸发。 尤其是受光伏531新政影响,行业发展出现急刹车。资本市场担心政策对新能源不再友好。,图表29:风电行业发展15年经过两个完整成长周期,,,,河南风电调研要点(中国电建河南公司、中船重工、中核新能),三北地区开发指标受限制,开发企业向中部地区转移,河南是主战场。五大四小、设备制造商、民营企业扎堆河南。受光伏政策调整,不少企业转向风电开发。 河南2018年风电指标550万千瓦,历年之最。超过十三五指导意见250万千瓦,并要求年内必须并核准,要求核准即开工建设。赶在竞价配置资源之前,集中分配风资源。十二五4gw,17年4gw。 本地路条交易待价而沽,各方对优质资源“垂涎三尺”;路条的背后是强大的利益关系,路条明令禁止转让,开发商与资源方采取合作开发、委托开发模式。 河南发改委考核本地风电企业开工率,每季度通报开工情况;清理整顿未开工建设项目,要求已核准未开工项目加快开工,路条到期项目作废重新分配。 年内本地项目开工量明显多与去年,中国电建河南工程公司承接项目量高于同期,建设资金的需求庞大。风电建设在公司营业收入中的占比不断增加,40多亿营业收入中一半来自风电。 河南首次对风电开发企业实施打分制,这是竞价获取资源的前奏。明年将考虑价格因素。 河南本地风电开发企业活跃,民营企业诸多,占据2018年开发计划中一半以上项目。 已经核准未开工项目加紧开工,开发商开始布局2019年风电项目,先到先得,从项目开发环节提前锁定项目。项目建成后是“现金奶牛”,后来者参与基本没有机会。 地方风电资源费、开发保证金等短期很难取消,地方政府利益诉求很强。 河南用电负荷大,不弃风。本地风资源密度高,虽是低风速地区,5米/秒风速利用小时数仍然可以达到2000小时以上。工程造价7000元/千瓦左右,上网电价四类资源区标杆度电0.6/0.57元。,华创证券研究所 王秀强 新能源 行业分析师 手机:13401191254 Email: wangxiuqiang@hcyjs.com,
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