【机构调研】龙源电力调研报告
问：风机千乡万村怎么看？
我们倒不反对。不过人居住密集区，一般风速小，就看村里同意不同意，因为风机运行噪音大，我们有些风机离居住近的，会被抗议低频噪音。总的来看，风电还是倾向于集中式的，因为造价、运维都容易管理。分散式的也做了一些，包括黑龙江，但这种都是找资源好的区域，不是这种下乡计划里的，回报率还是不错的，可以做到6-8%以上IRR。
问：后续装机量展望？调峰成本从电网侧向运营商侧转，公司有没有可能承担调峰成本？
这个得走着看了，想往运营商压的话再来谈，其实现在我们也有些成本要承担，例如现在的两项细则考核，本来就承担了一定的运营成本。
问：请问绿电拿出来交易的都是平价的，是否没有保障性的项目？
目前都是保障性接网的，没有市场化的。电网不收这部分钱，都归运营商。
问：存量风电项目的市场化交易部分占比？电价是多少？
占30%左右。今年下半年占24.7%，全年估计也是这个数。
市场化交易，一是跨区交易，二是云南所有发电网都算市场化交易，因为它是水电搓合交易，有波动，都算市场化交易。这两个部分能占市场化的三分之二。剩下的30%左右就是直供电、供暖等等。
上半年平均结果算价355.3元/MWH，这个是含补贴但不含税。补贴是2毛钱，去掉后就是1.55毛，这是电网结算价，剩下的2毛是政府补贴。
问：已经市场化交易的，是否还能拿来做绿电？
还没做过。市场化交易和绿电交易是两个概念，不能混到一起。
问：化学储能是否能保证未来的风、光发展，还是说火电调峰一直是个重要手段？如果储能大规模上，是否能把成本降到足够平价用，还是说需要巨大技术进步才能实现加上储能的平价？
火电深度调峰肯定是大趋势，也在推广抽水蓄能、化学储能，我个人感觉火电调峰的作用更强。当然肯定是两条腿一起走嘛。现在储能少，安全性还有待探索。
我们现在没有大的储能项目，不清楚它的成本。同行的央企上储能的也不多。我们觉得肯定是发展趋势，但就现阶段，经济性还是不行。
问：交易电的折价问题？
跨区送电比基准送电折6-7分钱，云南发电1毛到1.2毛，云南6.1毛的电价，实际折下来5毛钱。这两个折让幅度小。
风火置换、直供电等折让2毛钱。
我们上半年整体风电4.87毛，而上半年市场交易结算价是3.55毛，平均折让1.32毛。
从历史到现在看，折价是在收窄，最开始大家竞争激烈，折让更多，现在大家形成了默契，即平均结算价向上，去年平均结算价是3.44到今年上半年是3.55，当然不是无限收窄，不过这个差距在缩小，价格在理性化。
未来也还有收窄的空间。如果火电标杆+浮动能向上走，风电就是标杆价，至少没理由降我们的价了吧，就是这个道理。
问：追问市场化交易问题，以前的市场化交易电量什么时候多，什么时候少？
虽然是被动的，但其实每年都稳定在30%左右。拿东北送华北跨区送电，每年国家就组织这么多量来送，各家的量占比多少，给你分配，帮你解决消纳。
问：是否未来市场化交易的电量变少，电价是否有可能上浮？
市场化交易的电都是一年一签的，年初定量和价。
问：风机价格与成本体现？
今年采购的风机，会体现在明年的造价里。
问：绿电交易的情况，现在是否有接洽的？
未来不局限于区域内，就成了跨区送电，如果这样，可能是跨区送电再加上绿电的价格。
问：风机的招标是否包含风塔？市场化的价格成交的周期是否有大体分类，例如年、月长协占比多少？
我们的风机和塔筒都是分开招标，分开供应的，不从风机厂走。
一般都是年度交付，也有些比如直供电是年中或者下半年签的。不过我们没统计过，一般会在季报电话会时交流一下。
问：公司如何选择光伏、风电建设，是看IRR,还是根据国家规划的光伏、风电消纳比例？
IRR影响大，回报率底线是必须坚守的，内部要过会，因为投产造价直接影响未来的运营期盈利情况，就我们自己的项目来看，今年风电首次平价，我们先挑的都是好的项目做，所以我们今年风电的项目都是IRR是10%左右，风电离散度比较大，高的突破15%，光伏今年IRR是8-9%，我们光伏底线7%。
问：市场化交易电占30%，这部分是否有可能比保障消纳更高的电价卖出？分为存量和增量部分说说？
存量部分，不太可能，因为它本质上是因为建的新能源电站无法消纳，国家提供了消纳的方式，避免弃电，所以都是有折价的（前述几种方式）。
增量部分，因为今年开始，风电开始平价了，而平价都是保障性消纳的，所以都会保障性接入，按标杆电价上网，所以不存在市场交易电的部分。除非未来平价项目市场化接入，不过我们今年的项目都是保障性消纳的。
问：风机千乡万村怎么看？
我们倒不反对。不过人居住密集区，一般风速小，就看村里同意不同意，因为风机运行噪音大，我们有些风机离居住近的，会被抗议低频噪音。总的来看，风电还是倾向于集中式的，因为造价、运维都容易管理。分散式的也做了一些，包括黑龙江，但这种都是找资源好的区域，不是这种下乡计划里的，回报率还是不错的，可以做到6-8%以上IRR。
问：后续装机量展望？调峰成本从电网侧向运营商侧转，公司有没有可能承担调峰成本？
这个得走着看了，想往运营商压的话再来谈，其实现在我们也有些成本要承担，例如现在的两项细则考核，本来就承担了一定的运营成本。
问：请问绿电拿出来交易的都是平价的，是否没有保障性的项目？
目前都是保障性接网的，没有市场化的。电网不收这部分钱，都归运营商。
问：存量风电项目的市场化交易部分占比？电价是多少？
占30%左右。今年下半年占24.7%，全年估计也是这个数。
市场化交易，一是跨区交易，二是云南所有发电网都算市场化交易，因为它是水电搓合交易，有波动，都算市场化交易。这两个部分能占市场化的三分之二。剩下的30%左右就是直供电、供暖等等。
上半年平均结果算价355.3元/MWH，这个是含补贴但不含税。补贴是2毛钱，去掉后就是1.55毛，这是电网结算价，剩下的2毛是政府补贴。
问：已经市场化交易的，是否还能拿来做绿电？
还没做过。市场化交易和绿电交易是两个概念，不能混到一起。
问：化学储能是否能保证未来的风、光发展，还是说火电调峰一直是个重要手段？如果储能大规模上，是否能把成本降到足够平价用，还是说需要巨大技术进步才能实现加上储能的平价？
火电深度调峰肯定是大趋势，也在推广抽水蓄能、化学储能，我个人感觉火电调峰的作用更强。当然肯定是两条腿一起走嘛。现在储能少，安全性还有待探索。
我们现在没有大的储能项目，不清楚它的成本。同行的央企上储能的也不多。我们觉得肯定是发展趋势，但就现阶段，经济性还是不行。
问：交易电的折价问题？
跨区送电比基准送电折6-7分钱，云南发电1毛到1.2毛，云南6.1毛的电价，实际折下来5毛钱。这两个折让幅度小。
风火置换、直供电等折让2毛钱。
我们上半年整体风电4.87毛，而上半年市场交易结算价是3.55毛，平均折让1.32毛。
从历史到现在看，折价是在收窄，最开始大家竞争激烈，折让更多，现在大家形成了默契，即平均结算价向上，去年平均结算价是3.44到今年上半年是3.55，当然不是无限收窄，不过这个差距在缩小，价格在理性化。
未来也还有收窄的空间。如果火电标杆+浮动能向上走，风电就是标杆价，至少没理由降我们的价了吧，就是这个道理。
问：追问市场化交易问题，以前的市场化交易电量什么时候多，什么时候少？
虽然是被动的，但其实每年都稳定在30%左右。拿东北送华北跨区送电，每年国家就组织这么多量来送，各家的量占比多少，给你分配，帮你解决消纳。
问：是否未来市场化交易的电量变少，电价是否有可能上浮？
市场化交易的电都是一年一签的，年初定量和价。
问：风机价格与成本体现？
今年采购的风机，会体现在明年的造价里。
问：绿电交易的情况，现在是否有接洽的？
未来不局限于区域内，就成了跨区送电，如果这样，可能是跨区送电再加上绿电的价格。
问：风机的招标是否包含风塔？市场化的价格成交的周期是否有大体分类，例如年、月长协占比多少？
我们的风机和塔筒都是分开招标，分开供应的，不从风机厂走。
一般都是年度交付，也有些比如直供电是年中或者下半年签的。不过我们没统计过，一般会在季报电话会时交流一下。
问：公司如何选择光伏、风电建设，是看IRR,还是根据国家规划的光伏、风电消纳比例？
IRR影响大，回报率底线是必须坚守的，内部要过会，因为投产造价直接影响未来的运营期盈利情况，就我们自己的项目来看，今年风电首次平价，我们先挑的都是好的项目做，所以我们今年风电的项目都是IRR是10%左右，风电离散度比较大，高的突破15%，光伏今年IRR是8-9%，我们光伏底线7%。
问：市场化交易电占30%，这部分是否有可能比保障消纳更高的电价卖出？分为存量和增量部分说说？
存量部分，不太可能，因为它本质上是因为建的新能源电站无法消纳，国家提供了消纳的方式，避免弃电，所以都是有折价的（前述几种方式）。
增量部分，因为今年开始，风电开始平价了，而平价都是保障性消纳的，所以都会保障性接入，按标杆电价上网，所以不存在市场交易电的部分。除非未来平价项目市场化接入，不过我们今年的项目都是保障性消纳的。
【机构调研】龙源电力调研报告
问：风机千乡万村怎么看？
我们倒不反对。不过人居住密集区，一般风速小，就看村里同意不同意，因为风机运行噪音大，我们有些风机离居住近的，会被抗议低频噪音。总的来看，风电还是倾向于集中式的，因为造价、运维都容易管理。分散式的也做了一些，包括黑龙江，但这种都是找资源好的区域，不是这种下乡计划里的，回报率还是不错的，可以做到6-8%以上IRR。
问：后续装机量展望？调峰成本从电网侧向运营商侧转，公司有没有可能承担调峰成本？
这个得走着看了，想往运营商压的话再来谈，其实现在我们也有些成本要承担，例如现在的两项细则考核，本来就承担了一定的运营成本。
问：请问绿电拿出来交易的都是平价的，是否没有保障性的项目？
目前都是保障性接网的，没有市场化的。电网不收这部分钱，都归运营商。
问：存量风电项目的市场化交易部分占比？电价是多少？
占30%左右。今年下半年占24.7%，全年估计也是这个数。
市场化交易，一是跨区交易，二是云南所有发电网都算市场化交易，因为它是水电搓合交易，有波动，都算市场化交易。这两个部分能占市场化的三分之二。剩下的30%左右就是直供电、供暖等等。
上半年平均结果算价355.3元/MWH，这个是含补贴但不含税。补贴是2毛钱，去掉后就是1.55毛，这是电网结算价，剩下的2毛是政府补贴。
问：已经市场化交易的，是否还能拿来做绿电？
还没做过。市场化交易和绿电交易是两个概念，不能混到一起。
问：化学储能是否能保证未来的风、光发展，还是说火电调峰一直是个重要手段？如果储能大规模上，是否能把成本降到足够平价用，还是说需要巨大技术进步才能实现加上储能的平价？
火电深度调峰肯定是大趋势，也在推广抽水蓄能、化学储能，我个人感觉火电调峰的作用更强。当然肯定是两条腿一起走嘛。现在储能少，安全性还有待探索。
我们现在没有大的储能项目，不清楚它的成本。同行的央企上储能的也不多。我们觉得肯定是发展趋势，但就现阶段，经济性还是不行。
问：交易电的折价问题？
跨区送电比基准送电折6-7分钱，云南发电1毛到1.2毛，云南6.1毛的电价，实际折下来5毛钱。这两个折让幅度小。
风火置换、直供电等折让2毛钱。
我们上半年整体风电4.87毛，而上半年市场交易结算价是3.55毛，平均折让1.32毛。
从历史到现在看，折价是在收窄，最开始大家竞争激烈，折让更多，现在大家形成了默契，即平均结算价向上，去年平均结算价是3.44到今年上半年是3.55，当然不是无限收窄，不过这个差距在缩小，价格在理性化。
未来也还有收窄的空间。如果火电标杆+浮动能向上走，风电就是标杆价，至少没理由降我们的价了吧，就是这个道理。
问：追问市场化交易问题，以前的市场化交易电量什么时候多，什么时候少？
虽然是被动的，但其实每年都稳定在30%左右。拿东北送华北跨区送电，每年国家就组织这么多量来送，各家的量占比多少，给你分配，帮你解决消纳。
问：是否未来市场化交易的电量变少，电价是否有可能上浮？
市场化交易的电都是一年一签的，年初定量和价。
问：风机价格与成本体现？
今年采购的风机，会体现在明年的造价里。
问：绿电交易的情况，现在是否有接洽的？
未来不局限于区域内，就成了跨区送电，如果这样，可能是跨区送电再加上绿电的价格。
问：风机的招标是否包含风塔？市场化的价格成交的周期是否有大体分类，例如年、月长协占比多少？
我们的风机和塔筒都是分开招标，分开供应的，不从风机厂走。
一般都是年度交付，也有些比如直供电是年中或者下半年签的。不过我们没统计过，一般会在季报电话会时交流一下。
问：公司如何选择光伏、风电建设，是看IRR,还是根据国家规划的光伏、风电消纳比例？
IRR影响大，回报率底线是必须坚守的，内部要过会，因为投产造价直接影响未来的运营期盈利情况，就我们自己的项目来看，今年风电首次平价，我们先挑的都是好的项目做，所以我们今年风电的项目都是IRR是10%左右，风电离散度比较大，高的突破15%，光伏今年IRR是8-9%，我们光伏底线7%。
问：市场化交易电占30%，这部分是否有可能比保障消纳更高的电价卖出？分为存量和增量部分说说？
存量部分，不太可能，因为它本质上是因为建的新能源电站无法消纳，国家提供了消纳的方式，避免弃电，所以都是有折价的（前述几种方式）。
增量部分，因为今年开始，风电开始平价了，而平价都是保障性消纳的，所以都会保障性接入，按标杆电价上网，所以不存在市场交易电的部分。除非未来平价项目市场化接入，不过我们今年的项目都是保障性消纳的。
问：风机千乡万村怎么看？
我们倒不反对。不过人居住密集区，一般风速小，就看村里同意不同意，因为风机运行噪音大，我们有些风机离居住近的，会被抗议低频噪音。总的来看，风电还是倾向于集中式的，因为造价、运维都容易管理。分散式的也做了一些，包括黑龙江，但这种都是找资源好的区域，不是这种下乡计划里的，回报率还是不错的，可以做到6-8%以上IRR。
问：后续装机量展望？调峰成本从电网侧向运营商侧转，公司有没有可能承担调峰成本？
这个得走着看了，想往运营商压的话再来谈，其实现在我们也有些成本要承担，例如现在的两项细则考核，本来就承担了一定的运营成本。
问：请问绿电拿出来交易的都是平价的，是否没有保障性的项目？
目前都是保障性接网的，没有市场化的。电网不收这部分钱，都归运营商。
问：存量风电项目的市场化交易部分占比？电价是多少？
占30%左右。今年下半年占24.7%，全年估计也是这个数。
市场化交易，一是跨区交易，二是云南所有发电网都算市场化交易，因为它是水电搓合交易，有波动，都算市场化交易。这两个部分能占市场化的三分之二。剩下的30%左右就是直供电、供暖等等。
上半年平均结果算价355.3元/MWH，这个是含补贴但不含税。补贴是2毛钱，去掉后就是1.55毛，这是电网结算价，剩下的2毛是政府补贴。
问：已经市场化交易的，是否还能拿来做绿电？
还没做过。市场化交易和绿电交易是两个概念，不能混到一起。
问：化学储能是否能保证未来的风、光发展，还是说火电调峰一直是个重要手段？如果储能大规模上，是否能把成本降到足够平价用，还是说需要巨大技术进步才能实现加上储能的平价？
火电深度调峰肯定是大趋势，也在推广抽水蓄能、化学储能，我个人感觉火电调峰的作用更强。当然肯定是两条腿一起走嘛。现在储能少，安全性还有待探索。
我们现在没有大的储能项目，不清楚它的成本。同行的央企上储能的也不多。我们觉得肯定是发展趋势，但就现阶段，经济性还是不行。
问：交易电的折价问题？
跨区送电比基准送电折6-7分钱，云南发电1毛到1.2毛，云南6.1毛的电价，实际折下来5毛钱。这两个折让幅度小。
风火置换、直供电等折让2毛钱。
我们上半年整体风电4.87毛，而上半年市场交易结算价是3.55毛，平均折让1.32毛。
从历史到现在看，折价是在收窄，最开始大家竞争激烈，折让更多，现在大家形成了默契，即平均结算价向上，去年平均结算价是3.44到今年上半年是3.55，当然不是无限收窄，不过这个差距在缩小，价格在理性化。
未来也还有收窄的空间。如果火电标杆+浮动能向上走，风电就是标杆价，至少没理由降我们的价了吧，就是这个道理。
问：追问市场化交易问题，以前的市场化交易电量什么时候多，什么时候少？
虽然是被动的，但其实每年都稳定在30%左右。拿东北送华北跨区送电，每年国家就组织这么多量来送，各家的量占比多少，给你分配，帮你解决消纳。
问：是否未来市场化交易的电量变少，电价是否有可能上浮？
市场化交易的电都是一年一签的，年初定量和价。
问：风机价格与成本体现？
今年采购的风机，会体现在明年的造价里。
问：绿电交易的情况，现在是否有接洽的？
未来不局限于区域内，就成了跨区送电，如果这样，可能是跨区送电再加上绿电的价格。
问：风机的招标是否包含风塔？市场化的价格成交的周期是否有大体分类，例如年、月长协占比多少？
我们的风机和塔筒都是分开招标，分开供应的，不从风机厂走。
一般都是年度交付，也有些比如直供电是年中或者下半年签的。不过我们没统计过，一般会在季报电话会时交流一下。
问：公司如何选择光伏、风电建设，是看IRR,还是根据国家规划的光伏、风电消纳比例？
IRR影响大，回报率底线是必须坚守的，内部要过会，因为投产造价直接影响未来的运营期盈利情况，就我们自己的项目来看，今年风电首次平价，我们先挑的都是好的项目做，所以我们今年风电的项目都是IRR是10%左右，风电离散度比较大，高的突破15%，光伏今年IRR是8-9%，我们光伏底线7%。
问：市场化交易电占30%，这部分是否有可能比保障消纳更高的电价卖出？分为存量和增量部分说说？
存量部分，不太可能，因为它本质上是因为建的新能源电站无法消纳，国家提供了消纳的方式，避免弃电，所以都是有折价的（前述几种方式）。
增量部分，因为今年开始，风电开始平价了，而平价都是保障性消纳的，所以都会保障性接入，按标杆电价上网，所以不存在市场交易电的部分。除非未来平价项目市场化接入，不过我们今年的项目都是保障性消纳的。
【10月1日起，#小区业主可委托专业机构对物业服务进行评估#】 22日，龙头新闻·生活报记者从哈尔滨市住建局获悉，为落实《黑龙江省住宅物业管理条例》有关规定，规范物业服务活动，该局下发《关于开展物业服务评估活动的通知》。
10月1日起，业主、业主大会、建设单位、物业服务人或者有关部门可委托专业评估机构，对物业服务标准和费用测算、物业服务质量和共用部分管理状况、物业承接和查验、专项维修资金使用方案、其他需要评估的事项等提供专业评估服务。
评估机构在“智慧物业”系统公布 业主等可自行选择
《通知》指出，物业服务评估报告应当包括评估报告书摘要，评估目的、依据和方法，评估对象和范围，评估日期和基准日，评估查勘数据，评估工作实施过程，评估结论和争议说明，评估限定条件，评估结果及有效期限，评估人员签章和评估机构公章等内容。
物业服务评估活动按照“谁委托谁付费”原则，由委托人与专业评估机构约定评估服务内容，按相关收费标准协商确定收费金额，签订书面评估委托合同。建设单位向全体业主移交物业项目时，建设单位和全体业主共同委托专业评估机构进行承接查验评估的，由建设单位承担评估费用。专业评估机构的专业评估人员与委托人、第三人或者评估事项有利害关系、可能影响公正评估的，应当回避。
专业评估机构由市物业行政主管部门登记后在本市智慧物业系统公布，供业主、业主大会、建设单位、物业服务人、街道办事处和其他物业管理相关主体自行选择。
物业费有异议等情况可委托评估机构
《通知》提出，对物业服务标准和费用的评估。物业服务合同签订过程中，业主与物业服务人对收费标准未能达成一致意见的；以及物业服务过程中对服务标准和费用有异议的，物业管理相关主体可以单独或者共同委托专业评估机构对物业服务标准和物业服务费用测算进行评估。
对物业服务质量的评估。物业管理相关主体在物业管理活动过程中，对物业服务质量有异议时，可以委托专业评估机构按照有关法律法规、行业规范的规定以及物业服务合同的约定，对物业服务质量进行跟踪评估。
对物业承接查验的评估。物业管理相关主体可以委托专业评估机构，按照相关规定，对物业服务人承接查验情况进行评估，明晰是否依法实施承接查验。鼓励专业评估机构参与承接查验活动，提供专业指引。
对专项维修资金使用方案的评估。专项维修资金使用过程中存在使用的合法性和合理性，可由物业管理相关主体委托专业评估机构根据专项维修资金的相关规定，对专项维修资金的可行性等方案内容进行评估。
物业公司、业主应配合评估机构进行实地查勘
《通知》要求，建设单位、业主、物业服务人与相关当事人应当协助、配合专业评估机构和相关专业人员进行实地查勘，向专业评估机构和相关专业人员提供必要的资料并对其所提供资料的真实性负责。因提供虚假资料造成损失的，由责任方负责赔偿。专业评估机构应当保持评估档案资料的齐全完整，物业服务人应当将物业服务评估报告作为物业管理资料归档，在项目交接时与其他物业管理档案资料一并移交。专业评估机构应当将物业服务评估报告上传到本市智慧物业系统。
版权声明：未经许可禁止以任何形式转载
记者：仲亮
10月1日起，业主、业主大会、建设单位、物业服务人或者有关部门可委托专业评估机构，对物业服务标准和费用测算、物业服务质量和共用部分管理状况、物业承接和查验、专项维修资金使用方案、其他需要评估的事项等提供专业评估服务。
评估机构在“智慧物业”系统公布 业主等可自行选择
《通知》指出，物业服务评估报告应当包括评估报告书摘要，评估目的、依据和方法，评估对象和范围，评估日期和基准日，评估查勘数据，评估工作实施过程，评估结论和争议说明，评估限定条件，评估结果及有效期限，评估人员签章和评估机构公章等内容。
物业服务评估活动按照“谁委托谁付费”原则，由委托人与专业评估机构约定评估服务内容，按相关收费标准协商确定收费金额，签订书面评估委托合同。建设单位向全体业主移交物业项目时，建设单位和全体业主共同委托专业评估机构进行承接查验评估的，由建设单位承担评估费用。专业评估机构的专业评估人员与委托人、第三人或者评估事项有利害关系、可能影响公正评估的，应当回避。
专业评估机构由市物业行政主管部门登记后在本市智慧物业系统公布，供业主、业主大会、建设单位、物业服务人、街道办事处和其他物业管理相关主体自行选择。
物业费有异议等情况可委托评估机构
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对专项维修资金使用方案的评估。专项维修资金使用过程中存在使用的合法性和合理性，可由物业管理相关主体委托专业评估机构根据专项维修资金的相关规定，对专项维修资金的可行性等方案内容进行评估。
物业公司、业主应配合评估机构进行实地查勘
《通知》要求，建设单位、业主、物业服务人与相关当事人应当协助、配合专业评估机构和相关专业人员进行实地查勘，向专业评估机构和相关专业人员提供必要的资料并对其所提供资料的真实性负责。因提供虚假资料造成损失的，由责任方负责赔偿。专业评估机构应当保持评估档案资料的齐全完整，物业服务人应当将物业服务评估报告作为物业管理资料归档，在项目交接时与其他物业管理档案资料一并移交。专业评估机构应当将物业服务评估报告上传到本市智慧物业系统。
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