20XX新电价模式下光伏项目投资收益变化分析修改版.docx
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20XX新电价模式下光伏项目投资收益变化分析修改版
第一篇:
2017新电价模式下光伏项目投资收益变化分析
2017新电价模式下光伏项目投资收益变化分析
光伏产业是全球能源科技和产业的重要热门方向,是目前最具有发展活力的清洁能源产业。
自2010年来光,伏发电项目的投资成本下降显著,从每瓦十几元到现在的
六、七元,通过成本的降低和效率的提高,达到用户侧平价上网指日可待。
国家的政策性补贴趋势是电价逐年降低、光伏电站投资商保持合理收益率而不是超常收益率。
继2014年、2015年后,2016年底,发改价格[2016]2729号文,《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》发布:
2017年的光伏标杆电价继续下调,同时明确今后光伏发电标杆上网电价每年调整一次。
630抢装潮已经影响到光伏发电主要设备的价格上扬,对于2016年已经备案的项目,究竟抢装630会不会提高项目收益,2017新电价下各资源区的收益变化为多少?
收益率下降幅度是多少?
电价下降幅度和收益下降幅度的关系是什么?
满8%收益的满发小时数的如何变化?
电价变化后,如何根据资源情况进行投资决策?
电价和成本哪个对收益率影响大?
本文从资源、成本、收益三维度建立财务分析方法,在6元/W、6.5元/W、7元/W、7.5元/W四个成本条件下,分析投资区间的变化,为投资者提供630前后优先开发区域的收益变化情况并给出建议。
01现行光伏电价1.1现行标杆电价
根据《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格[2016]2729号),调整后电价及三类电价国内分布见表1和图1所示:
表1全国光伏发电标杆上网电价表单位:
元/千瓦时(含税)
全国各个电价区分布如下图所示:
图1三类电价分布图
光伏标杆电价中,光伏发电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
实行招标等市场竞争方式确定的价格,在当地燃煤机组标杆上网电价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算;高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。
1.2如何执行2017年电价
2017年备案的项目、2017年以前备案,但于6月30日前未投运的项目,执行2017年标杆电价。
2017年以前备案,于6月30日前投运的项目。
各类资源区前后电价的变化情况如下表所示:
表22017年执行电价表
I类资源区变化幅度最大,为-18.75%,其次Ⅱ类资源区为-14.77%,变化幅度最小的为Ⅲ类资源区,为-13.27%。
02光伏电站的经济性分析2.1三类电价区的资源情况
表3三类电价区资源情况及发电小时数估算
由表3可见,I类电价区的资源跨度平均,满发小时1240~1630h之间;Ⅱ类电价区资源跨度大,满发小时780~1560h,其中资源较好的区域与Ⅰ类电价区某些区域相当;Ⅲ类电价区主要位于中国的中东部地区,资源跨度跨度大、满发小时710~1210h,其中资源较好的区域与Ⅱ类电价区某些区域相当。
根据资源情况的分析,结合后续的收益变化分析及对比,可以筛选出抗风险能力较强的资源区!
2.2财务测算2.2.1财务的模型建立
考虑具体的不同形式的电站建设形式,每个电价区均按照6元/W~7.5元/W区间分四档成本区间进行计算,分别是6元/W、6.5元/W、7元/W、7.5元/W;资本金20%,剩余80%采用银行贷款;运行期考虑25年,光伏组件10年衰减10%、25年衰减20%;发电量全部上网,不考虑限电情况;若存在限电情况,可以按同一区域内的较低发电量考虑;容量30MW;流动资金按50元/kW估算;折旧年限为15年,残值为5%;运营期修理费为0.2%~2%,其中第2~3年取0.2%,第4~10年取0.8%,第11~15年取1%,第16~21年取1.5%,第22~26年取2%材料费用暂定为10元/kW;其他费用暂定为15元/kW;城市维护建设税税率取7%,教育费附加取5%;一至三年免征企业所得税,第四年至第六年减半征收企业所得税,其余年份按25%计征;按等额还本利息照付方式还款,还款期限约为16年(含建设期1年);按照30MW项目8人计;人均年工资按80000元估算,其中职工福利费按工资总额的14%计,五险一金取职工工资总额的46%。
保险费率取0.25%;利率按照当前中国人民银行公布的长期4.9%,短期4.35%计算。
根据《建设项目经济评价方法与参数》(第三版),建立以30MW容量为模板的典型项目财务分析系列报表,通关专业的经济评价软件计算全投资税前内部收益率,以8%为基准进行评价分析。
2.2.2收益计算分析结果
(1)I类电价区不同资源、投资条件下630前后项目收益情况
630前后的I类电价区的计算结果如表4所示,630前后的收益率变化幅度比较大,范围在-23.5%~-33.33%之间。
从图2Ⅰ类资源区收益率变化幅度分析图中可以看出,成本越高,斜率越大,电价降低后收益减少幅度越大电价减少幅度为-18.75%,电价每变化1%,引起的收益率变化大于-1.25%,最高为-1.568%,说明收益率会放大电价下降引起的变化。
表4Ⅰ类资源区全投资税前内部收益率对比表
图2Ⅰ类资源区收益率变化幅度分析图
图36·30前后投运电站收益与满发小时数关系情况(I类资源区)从图3可以看出,6.30后,投资控制在6.1元/W以内时,整个I类资源区均可达到标准;投资6.30后,投资在7.5元/W时,25年平均满发小时数在1386小时以上的资源区域达到标准。
6.30电价前,I类资源区新电价下投资区域可选择:
所有区域;6.30电价后,I类资源区新电价下投资区域可选择:
1)满发小时数在1386小时以上的区域;2)满发小时数在1240h~1386h内的资源区域属于待定区域,在新电价下有可能
(2)Ⅱ类电价区不同资源、投资条件下630前后项目收益情况
630前后的Ⅱ类电价区的计算结果如表5所示,结合图4Ⅱ类资源区收益率变化幅度分析图中可以看出,资源越差的地区变化幅度越大;电价减少幅度为14.77%,总体变化幅度在19%~52%左右;电价每变化1%,引起的收益率变化大于-1.22%,最高为-3.52%,收益率变化放大电价变化。
表5Ⅱ类资源区全投资税前内部收益率对比表
图4Ⅱ类资源区收益率变化幅度分析图
图56•30前后投运电站收益与满发小时数关系情况(Ⅱ类资源区)图5分析表明,投资6元/W时,6.30之前满发小时数≥844h可以达到8%收益,6.30之后满发小时数≥1000h,相差156h;投资7.5元/W时,6.30之前满发小时数≥1052h可以达到8%收益,6.30之后满发小时数≥1230h,相差178h;6.30电价前,Ⅱ类资源区新电价下投资区域选择:
1)满发小时数在1052h以上的区域全部;2)满发小时数在在844h以内的区域基本不可行;3)满发小时数在844h~1052h内的资源区域看成本测算。
6.30电价后,Ⅱ类资源区新电价下投资区域选择:
1)满发小时数在1230h以上的区域全部;2)满发小时数在在1000h以内的区域基本不可行;3)满发小时数在1000h~1230h内的资源区域属于待定区域,在新电价下有可能
(3)Ⅲ类电价区不同资源、投资条件下630前后项目收益情况
630前后的Ⅲ类电价区的计算结果如表6所示,结合图6Ⅲ类资源区收益率变化幅度分析图中可以看出,资源越差的地区变化幅度越大。
总体变化幅度在17%~46%左右;电价每变化1%,引起的收益率变化大于-1.30%,最高为-3.43%,收益率变化放大电价变化。
表6Ⅲ类资源区全投资税前内部收益率对比表
图6Ⅲ类资源区收益率变化幅度分析图
图76•30前后投运电站收益与满发小时数关系情况(Ⅲ类资源区)图7分析表明,投资6元/W时,6.30之前满发小时数≥757h可以达到8%收益,6.30之后满发小时数≥878h,相差121h;投资7.5元/W时,6.30之前满发小时数≥940h可以达到8%收益,6.30之后满发小时数≥1047h,相差107h;6.30电价前,Ⅲ类资源区新电价下投资区域可选择:
1)满发小时数在940h以上的区域全部;2)满发小时数在757h以内的区域基本不可行;3)满发小时数在757~940h内的资源区域看成本测算。
6.30电价后,Ⅲ类资源区新电价下投资区域可选择:
1)满发小时数在1047h以上的区域全部;2)满发小时数在878h以内的区域基本不可行;3)满发小时数在878~1047h内的资源区域属于待定区域,在新电价下有可能
(4)敏感性分析
图8三类资源区敏感性分析图
以各资源区资源范围的最高临界值为基数,分析投资变化和电价变化对项目全投资税前内部收益率的影响,得出结论是:
电价变化斜率与投资变化斜率基本相同,说明二者对收益率的影响基本相同,Ⅱ类资源区总体收益水平较高,抗风险能力强,仍是值得投资的最佳选择。
(5)收益率与成本的关系
图9三类资源区收益与成本替代关系图
通过计算,形成图9,Ⅰ类电价区收益率在630之后下降数值在-3.18~-4.49个点之间,相当于如果成本下降0.12~0.17元/W则可以弥补电价下降带来的收益率降低;Ⅱ类电价区下降数值在-2.13~-3.67个点之间,相当于如果成本下降0.077~0.13元/W则可以弥补电价下降带来的收益率降低;Ⅲ类电价区下降数值在1.92~-2.98个点之间,相当于如果成本下降0.076~0.12元/W则可以弥补电价下降带来的收益率降低。
03结论建议通过对光伏电站在最新标杆上网电价下,不同资源区项目收益情况的分析,获得主要结论如下:
(1)2017年电价下,原来投资区域的资源临界点发生变化需要着重关注,要重新进行收益测算,详见正文分析;
(2)Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类电价区都要抢6.30电价,Ⅰ类电价区全投资税前内部收益率降幅度最大,必须要抢6.30电价;按6.30前后收益差距程度判断,其次是Ⅱ类资源区、再次是Ⅲ类资源区;(3)抢6.30电价与成本下降存在一定的关系,如果不能抢装,也可以通过降低成本实现提高收益;(4)Ⅱ类资源区资源较好区域收益高于Ⅰ类区,仍是投资选择最佳地区。
第二篇:
度电补贴下分布式光伏项目收益可观
度电补贴下分布式光伏项目收益可观
国家补贴政策的落实使得分布式项目能够获取一定的收益,下面我们对分布式项目的收益率进行详细测算,并希望从中找出影响分布式项目收益率的关键因素。
我们假设一个100kW容量的小型分布式项目,单位投资成本为8.5元/W,使用方电价为0.95元/度,全部自发自用,建设资金中20%为自有资金。
通过上述假设,我们测算项目的收益如下:
通过测算,我们可以看出,在全部自由资金的情况下,项目的内部收益率高于10%,如果贷款80%资金,内部收益率高达20%以上。
分布式项目在工商业全部自发自用的情况下拥有较高的收益率。
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我们在其他假设条件不变的情况下,测算发电利用小时数和贷款利率变化对内部收益率的影响。
我们发现发电利用小时数对项目的内部收益率影响弹性较大,每提高50小时,内部收益率提高1.5~2个百分点。
我国东部地区发电利用小时数略低于西部、北部,普遍在1000~1200小时之间。
贷款利率一般在6%~8%之间,如果采取融资租赁等创新金融模式,融资成本可能会提高到8%以上。
分布式鼓励自发自用,工商业用电价格较高地区在0.9~1.1元/度之间,度电收入相当于1.32~1.52元,而余电上网电价相当于燃煤机组标杆上网电价加度电补贴,
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度电收入约0.82~0.84元左右,因此分布式光伏项目自发自用比例的高低直接影响项目收益率,我们测算,自发自用比例提高10%将提高内部收益率1.5个百分点左右。
分布式项目期初建设为一次性投资,以后每年依靠电费收入以及补贴收入收回现金流,平均回收期在6~8年,因此分布式项目运营对资金周转存在一定的压力。
我们按照最初的项目假设不变,第一年建设,运营20年,还款周期为10年,测算现金流回收情况如下:
通过以上分析,我们总结分布式光伏电站的收益具有以下几点特征:
1)在保证发电利用小时数以及自发自用比例的条件下,全投资的分布式项目可以取得10%以上的内部收益率,对于企业投资具有较强的吸引力。
2)利用小时数和自发自用比例对项目收益率影响较大,因此光照资源以及用户用电的持续性和稳定性尤为重要。
3)初期投资较大,现金流需要6~8年才可以回收,对企业现金占用形成了一定的压力。
(三)积极探索商业模式的多样化
国家对分布式光伏补贴政策确定以后,分布式项目的盈利能力基本确定,在项目的实际建设中,企业开始自行探索商业模式。
我们认为分布式光伏电站业务最重要的在于两端:
收费和融资。
不同的收费模式直接影响电站收益率、业务开展的速度等,而融资模式的创新主要为企业开拓电站业务提供保障。
收费模式方面,现阶段分布式光伏企业采用的大体分为以下两种:
1)EPC,即建造商建设完毕后出售给用户或者运营商。
此种模式现实中存在较大难度,用户普遍认为分布式收益率存在较大的不确定性,对分布式光伏电站这种资产认可度不强,且初期投资较大,很少会直接购买分布式电站。
2)EMC,即采取合同能源管理的方式,建造商建设后与用户共同运营光伏电站,对分布式电站收益进行分成。
这种模式用户方面比较容易接受,但分布式光伏建造商方面存在收益率不确定、回款不及时等风险。
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分布式光伏项目针对的客户可以分为三种:
工业园区、单个工业用户和居民用户。
工业园区开发模式:
集中式开发,由工业园区管委会协调管理屋顶资源,单体项目容量较大,管理难度较低,可以成立专门的电站运维管理公司负责园区内分布式光伏项目接入、收费、运营等公司,若下游用户用电出现波动,可以尽快接入新用户,保障项目收益率的稳定性。
工业园区开发模式的典型案例为国家指定的18个示范园区项目,开发商一般为融资能力较强的中大型企业。
单个工业用户开发模式:
应用更为广泛,单个项目规模较小,需要逐一与业主达成协议,适合中小型开发商采用。
在目前的政策条件下,该模式存在一定的风险,如电费收取存在风险、用户用电持续性存在不确定性、上网电量接纳和协调存在不确定性等。
居民用户:
大多数采用B2C模式,我国居民电价过低导致分布式光伏项目收益率较低,现阶段很难在居民用户中推广。
上海市规定个人、学校等前五年在国家0.42元/度的补贴上享受地方补贴0.4元/度,居民分布式项目收益率有望达到10%以上,具有一定的吸引力,且上海别墅和高档公寓销售量占比达到12%左右,居于全国前列,我们预计我国居民分布式有望首先在上海推广。
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融资模式方面,我国现有的融资渠道较少,主要仍依靠国开行或者商业银行贷款。
其他可预见的融资创新包括资产证券化、互联网金融、政府扶持基金等。
总体来说,银行贷款是目前大多数企业融资最直接的方式,融资成本较低,
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但由于商业银行对光伏电站资产认可度不高,因此多数仍依赖国开行贷款的扶持。
2014年我国分布式光伏装机规划8GW,意味着项目投资总额高达700亿左右,按照30%的自有资金测算,需要银行贷款近500亿,在商业银行没有积极参与的情况下,需要其他的融资方式进行补充。
在政府和产业资本的扶持下,会出现一些专项基金,专项基金的出现有利于解决分布式电站投资启动资金的问题,投资者相对专业,能够识别光伏电站资产的优劣,能够有效促进行业的健康持续发展。
由于基金一般要求收益率较高,在一定程度上提高了光伏电站的融资成本。
我们认为资产证券化是未来光伏电站融资的主流趋势,其优点主要有:
1、融资门槛低,融资产品需求广。
即使资信度不高的企业,只要有优良资产及其带来的稳定现金流,就可以设计资产证券化产品,这类产品能够满足大多数厌恶风险但追逐高于存款利息的广大投资人群体。
2、融资成本差异较大。
如果资产资信评级较高,其融资成本接近甚至低于同期银行贷款利率。
但如果资产资信评级低,融资成本较高,有无法获取融资的风险。
3、期限灵活、可以设计创新产品。
融资期限根据证券化资产及其收益状况、融资方意愿而定。
可以为机构投资者提供了类固定收益类投资品种,并在基础资产上进行产品创新,设计分级产品,满足不同风险偏好的投资者需求。
对于基础资产分布式光伏电站,由于其盈利能力的稳定性并未被广泛认知,
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且资产大多带有负债,因此在资产证券化设计产品的过程中会遇到一些困难。
我们认为,需要1~2年后分布式光伏产生稳定的现金流后能够证明自身的资产价值,电站资产的证券化有望大规模推广。
互联网金融以国内的“众筹”为代表,联合光伏2014年2月宣布与国电光伏、网信金融和国开行在深圳前海新区联合开发兆瓦级分布式光伏电站项目,通过众筹网融资1000万元,每股10万元,锁定期2年,届满可获得年化6%的预期收益率,投资者在招商新能源旗下的可再生能源研究所网站上可以交易。
互联网模式优点在于融资范围广,成本低,但由于法律方面的限制,目前无法大规模推广。
(四)收费与融资两端的问题亟待解决
我国的分布式光伏补贴方式为度电补贴,与台湾的标杆电价上网、美国的ITC、加速折旧等补贴方式不同。
德国已经实现平价上网,居民用电电价高于上网电价,因此自发自用比例提高能够带来项目收
益率的提升,且分布式光伏资产在德国已得到资本市场认可,融资瓶颈并不明显。
美国的补贴方式更有利于用户端的利益,因此推广难度较小,另一方面,居民住宅多为独栋,屋顶资源丰富,有利于分布式光伏的安装推广。
台湾的标杆电价上网不存在自发自用比例变化导致项目收益率变化的问题,有利于提高分布式光伏项目收益率的稳定性。
在金融创新领域,我国相关法律仍需完善,光伏资产证券化的模式尚未走通,因此融资模式的多样化仍均在较大的差距,另一方面,我国融资成本与国外相比较高,在一定程度上阻碍了融资创新的发展。
我们认为,我国分布式光伏2014年上半年推进低于市场预期主要由于商业模式尚不明晰,融资存在瓶颈等,目前行业遇到的主要困难主要有:
1)项目收益率不确定的问题。
分布式光伏发电分为自发自用和余电上网两种,上文测算结果显示,自发自用的比例变化导致了项目投资收益率存在较大的不确定性。
2)屋顶产权不明晰,多方利益协调存在问题。
目前分布式光伏大多在工商业推广,很多工商业屋顶产权不明晰,项目实施需要与工商业用户、物业等多方利益进行协调。
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3)用户使用的持续性不确定。
由于用户大多对分布式光伏未来收益率稳定性持怀疑态度,建设方很难将分布式光伏项目直接出售给用户,更多是采用收取电费的方式获取收益,而用户持续使用时间具有较大的不确定性,给项目的投资回收带来风险。
4)收费模式存在一定的风险。
目前我国分布式光伏发电没有统一收取电费机构,而企业与企业之间的对接给收费带来一定的风险。
5)融资受限。
由于项目收益率无法得到保障,银行等融资渠道难以大规模进入分布式光伏领域,行业遇到融资难的问题。
我们认为,以上问题需要通过相应的政策的调整和落实予以解决,比如:
1)可以将自发自用和余电上网电价统一,并设定最低的自发自用比例,从而使项目收益的确定性增大。
2)要求由电网公司或者建立统一的收费机构对分布式发电进行收费,解决企业回款不及时的风险。
3)建立第三方检测机构,对分布式光伏项目进行认证,促进项目的转让,同时也为投资者提供依据,解决项目融资问题。
4)成立政府引导基金,为分布式光伏领域提供专项融资渠道。
5)积极进行资产证券化探索,分布式光伏项目未来现金流稳定,能够成为优质的固定收益类产品,因此可以通过资产证券化为企业开辟低成本的融资途径。
综上所述,我们认为目前国内分布式推广速度低于预期的主要原因并不在于补贴电价低,10%~15%的内部收益率具有一定的吸引力。
推广的主要问题可以概括为两端:
收费和融资,融资方面在一定程度上又依赖于收费模式,现有的市场环境尚未形成具备可复制性的商业模式。
我们认为随着分布式光伏政策的不断细化和落实,下半年有望形成成熟的盈利模式,从而带来行业的快速增长。
第三篇:
光伏上网电价投石问路
(主)光伏上网电价投石问路质量隐忧呼吁安全可靠监管
(副)或冲击金太阳工程和特许权招标,期待加强光伏发电资质准入和安全可靠监管,防范风险
近年来,光伏发电在国内步履蹒跚的窘境,有可能在下半年剩余的五个月时间里得到化解。
8月1日,国家发展改革委正式发布了《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》(发改价格[2011]1594号),规定2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日建成投产、尚未核定价格的太阳能光伏发电项目,上网电价统一核定为1.15元/千瓦时。
这是国内首次针对非招标太阳能光伏发电项目实行全国统一的标杆上网电价,业界普遍认同,此举标志着国内光伏市场大规模启动的信号已经发出。
记者在采访中发现,在一片欣喜情绪的释放中,隐忧仍然存在。
专家期待,光伏标杆电价调整不必过于频繁,同时应该加强光伏发电设备质量监管和光伏并网发电的安全性、可靠性监管,以剔除和防范风险。
年内光伏装机有望达200万千瓦
“出台光伏上网标杆电价,比较突然。
”国家发展改革委能源研究所副所长李俊峰接受本刊记者采访时说,风电上网电价争论了好几年才最终出台,业界普遍认为光伏上网电价可能会在1-2年后出台,没想到这么快就出来了。
“这是针对光电市场的试探性措施,是投石问路。
”“因为没有公开征求意见,进行相应讨论,透明度不够,大家觉得突然,但市场期待已久,确实需要一些实质性激励机制出炉。
”李俊峰认为,继青海“930”效应之后,年内光伏发电装机热情将得到了进一步的释放,保守估计,年内肯定会突破先前规划目标,预计光伏装机至少新增容量200万千瓦。
这比光伏业界150万千万装机量的估计更为超前,不过,青海省年底前可能完成的目标因应了他的预测。
“青海会按照国家政策规定执行。
”青海省能源局局长于小明接受本刊记者采访时说,先前公布的“930”计划将于近日请示政府主管部门之后,再确定是否将期限延长至年底。
于小明表示,今年青海的光伏发电装机容量应该会接近100万千万。
因为截至7月1日前,青海已经核准符合国家规定的光伏发电项目96万千万,企业有可能会抓紧年底前完成所有项目。
今年初,国家电监会发布的《风电、光伏发电情况监管报告》中指出,国家层面上未出台光伏发电上网电价和项目建设的相关实施细则,制约了光伏发电产业的规模化发展。
建议进一步完善光伏发电电价政策,出台科学合理的光伏发电上网电价政策。
“制定光伏上网电价,既是国家发展改革委价格司一贯的主张,也是业界的呼声。
”李俊峰认为,这符合可再生能源法的要求,也是一个趋势。
作为发电企业,必须通过发电量来保证自己的经营收入,电价是发电企业保证经营收入的基本条件。
通过电价机制进行市场调节,符合发电企业经营的基本规律。
在光伏产业界,利好情绪也在蔓延。
“尽管没有明确补贴年限,但这些都不是最重要的。
”湘财证券光伏分析师侯文涛接受记者采访时认为,最重要的是确立了机制,制度一旦确认了,可以保证投资商的利益,民间投资也必然会被激活。
山亿新能源总经理崔佩聚告诉本刊记者,国家出台光伏上网电价,补贴实行全国分摊、增值税减半征收政策,并将随时根据成本变化等适时调整,这已经跟欧洲光伏发达市场补贴政策基本趋同。
之前只做国外市场的山亿新能源今年初刚在北京设立办事处,目前销售团队基本上都在做与西部地区将建、在建光伏发电项目有关的工作。
或冲击金太阳工程和特许权招标
被认为给光伏发电发展注入强大动力的特许权招标制度和金太阳示范工程等措施,将有可能受到光伏上网电价政策的影响。
国家出台统一电价政策之前,光伏上网电价一般由地方政府根据项目情况确定。
为
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