安装地址:宝安区西乡富东花园3栋C座;
安装位置:主卧、次卧;
噪音来源:临街宵夜大排档、车流噪音;
加装框架:高强度窄边铝合金Sito-45左右推拉式;
加装玻璃:PVB双层夹胶三层防爆安全隔音玻璃;
我们专为道路汽车中低频噪音设计开发,可不拆原窗加装窄边无滑轮左右推拉式隔音窗,所使用的三层夹胶隔音玻璃为对低频噪音隔绝效果最好的夹胶玻璃;
且有多年隔音窗生产安装经验的师傅,手艺精谌成熟,做出的隔音窗产品外观精致、内里稳固、隔音超强,是受噪音影响群体的不二之选。 https://t.cn/RTv4Kyo
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噪音来源:临街宵夜大排档、车流噪音;
加装框架:高强度窄边铝合金Sito-45左右推拉式;
加装玻璃:PVB双层夹胶三层防爆安全隔音玻璃;
我们专为道路汽车中低频噪音设计开发,可不拆原窗加装窄边无滑轮左右推拉式隔音窗,所使用的三层夹胶隔音玻璃为对低频噪音隔绝效果最好的夹胶玻璃;
且有多年隔音窗生产安装经验的师傅,手艺精谌成熟,做出的隔音窗产品外观精致、内里稳固、隔音超强,是受噪音影响群体的不二之选。 https://t.cn/RTv4Kyo
【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。
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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。
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