不外，随着太阳能和风能的成本骤降，它们的eroi正在上升。讯:全球首坐贸易级海上漂浮式风力发电场hywind正在英国苏格兰地区的西南部海域集结成形。23日报导,这座制作,可为2万户家庭供给电力。一台风力涡轮机已就位,其余4台等待从挪威运到苏格兰。
十里铺小学自立研发的微生态研究站，应用太阳能发电完成主动监测噪音和粉尘污染，并应用喷雾完成除尘。五（4）班的科技小妙手仇笔特引见:我们经过试验发明喷前的pm2.5是108，喷水两分钟后的pm2.5是88，能到达除尘后果，而且植物也有降噪功用。
q5:您觉得会不会出现最后竞出来的都是光照小时比较好的区域，因为光照小时数比较多，反而需要的补贴就更多了？
答:对于能源局来讲，一方面希望在补贴总盘子控制的情况下装机规模可以大一些，同时也希望能够发出足够的量来实现我国的能源转型。以前讨论补贴的时候，都觉得补贴1度光伏的钱可以补贴3度风电，现在这都扭转过来了。即便是发电小时数非常高，现在每度电要的补贴还是比较少，虽然总量很大，但也生产出了更多的电，对于行业管理者来说这也是它们希望实现的目标。
q6:竞价机制对产业链价格的影响您怎么看？
答:竞价机制肯定是希望从制造业这边继续削减成本，但是现在中国基本占全球出货量的70%，海外市场对我们的影响会很大，现在来看价格还是非常坚挺的。这就形成了一个翘翘板，如果价格能降的更多，那市场规模更大，它会在整个规模和价格之间形成一个平衡。当然，还有土地、融资等一系列其他非制造端的因素。过去补贴力度比较大，导致很多光伏项目有足够的收益来支付更高的土地成本，伴随着竞价和各省自己组织协调消纳等一系列工作，其他非技术成本方面我们认为仍然有较大的发展空间，通过土地、融资这几方面来压缩一下成本，帮助整个项目更快的进行定价。
q7:据统计非技术成本现在可能占到了30%左右，未来会下降多少？
答:非技术成本包括土地和其他方面具备一定的下降空间，但是也不可能降为零，所以对于这块的话我们预计它能够再下降10%的话是可期待的范畴。因为对于消纳情况比较好的区域，本身土地的价值就比较高，它也不太现实为了发展光伏把你的成本完全降到零。同时，还要考虑生态红线，包括环境管理的监管正在趋严，这也意味着你在施工和其他方面要进行更严格的要求。此外，人工成本有可能还会上升，所以各方面的因素叠加起来的话如果能够下降10%左右的话，我们觉得就已经符合预期了。
q8:光伏电站的投资成本？
答:各方面的情况都不一样，大型企业的招标建设成本大部分在3.7元-3.8元左右，按照当初投的电价来看，加上土地和各个方面的成本差不多在4.5-4.7元左右。这个造价是领跑者这种大型项目的价格，整个的项目规模大概100mw以上。对于小型的项目的投资成本要高一些。
q9:今年30亿的全部用作当年项目的补贴实现的可能性有多大呢？
答:对于财政部和能源局来说，我相信它们是这样来看待这个问题的:如果30亿拿来解决老项目缺口几乎是杯水车薪；但是对于新增装机的刺激是非常强的，如果2019年通过竞价来做，每度电补的钱非常少，30亿是可以拿出来发补贴的。而且30亿是来自于新增用电量的可生能源附加，也能收的上来。很多人认为这对老项目并不公平，但是我们在探讨的时候也在说，老的项目现在建的差不多了，现在拿不出钱解决那么大的缺口。能够解决老项目补贴拖欠是不可能在现阶段靠增量来解决的，必须要有一个新的模式，老项目再想其他的办法。
q10:刚才提到领跑者项目今后就不存在了，您预估确切的时间是什么时候呢？
答:原先组织领跑者竞标的目的，就是为了推进技术的进步进而降低成本。2019年竞价也要来看哪种电站需求的补贴更少就支持哪种发展，并没有来限制单一项目的体量。如果项目体量足够大，需要的补贴也很少，那其实跟领跑者项目也就没有区别了。
q11:地方政府降低非技术成本的意愿有多大？
答:现有的情况我认为能够推动地方政府尽可能发展可再生资源的意愿主要来自于三个方面:一是华北以及去煤的压力比较大几个省，有去煤的客观需求存在的，煤炭去掉之后需要有新的能源品种来补贴，这就意味着可再生资源是最佳的。二是各地方也有配合的压力，配合的文件之前也讨论过很多次了，很快也会发布出来，对于各地政府来讲，特别是用电大省来说，完成配额的难度也还是挺高的，增加本地的电力的供应也还是可以接受的。三是新能源投资的吸引力，项目投下去会拉到当地的gdp,这对各地政府的吸引力也比较大。因此，我们认为即便有竞价降非技术成本的压力，地方政府的配合程度还是会很强的。
q12:刚刚提到今年大概有35-40gw的装机规模，竞价也会包括18年甚至更早的遗留项目，那历史遗留的规模大概有多少？
答:对于历史遗留的问题一直都没有特别明确的统计口径，因为历史遗留的问题有一部分已经并网了，但是整体的规模我们预估是在10gw左右。接下来就看所谓的新增并网究竟是完全新增的，还是已建成的，这个可能比较重要。对于已建成的项目，如何参与竞价是很关键的，目前讨论的意见稿只是允许参与，但是没有说参与的细则。如果按照现有的补贴来竞价，这个项目对于初始投资人都是完全亏损的，他们是否有意愿参加这个竞价我们也不得而知；未来如果电力市场放开，这些电力也可能通过新增配网和其他办法把电卖出去。
q13:第一次和第二次讨论稿里面说户用补贴在0.15元至0.18元/kwh，倾向于0.18元，那这个补贴的电价还会调整吗？
答:户用度电补贴是0.15元还是0.18元现在也没有确切的消息，也不再这次定价模式的讨论范畴之内。我相信它们应该是按照分布式的电价来确定每度电补多少钱的。
q14:去年531之后装的户用项目，能源局说按照今年的补贴给，那去年531之后没有进入补贴的规模大概是多少？
答:去年531之后又增加了1个月，630之后的半年并网量据非官方的统计大概在0.3g左右。
q15:户用光伏在新的模式下如果确定规模？
答:对于户用也是要看它的补贴规模的，看它的补贴规模能够到多少，从而确定户用市场有多大。预计首先会设定一个装机总量，比如总装机规模3gw，减掉18年没有指标的0.3gw，剩下的2.7gw就是2019年的新增总量。由电网公司或者数据统计部门每个月公布上个月的装机量，当公布的上一个月装机量已突破总规模限制时，本月最后一天为本年度可享受国家补贴的户用光伏并网截止时间，也就是说户用光伏有一个月缓冲期。
q16:对于工商业完全按照竞价执行，没有之前说的自发自用标准了是吧？全额全部是按照地面电站的定价方式吗？
答:也不是，自发自用也有一个补贴标准，你也可以根据那个来定价的，这个也都是可以的。大家可以看一下光伏行业协会发布了一个核算办法，那里面也说了如果是你的分户式的话，是用固定模式来计的，还是全额上网标准定价来计，它有不同的核算，它主要是看你下降了多少。对于企业来讲的话，分布式和开发模式有两种，所以稍微要复杂一些。主要是两种模式都可以报价，哪种模式降的电价更多，你的排名就要更靠前，意味着你的项目获得的指标就更高。
小结
从目前的补贴政策来看，相关的补贴细则还没有出台，但是总体的降补贴增规模的思路是比较确定的，从今天的征求意见稿来看，工商业和其他企业会放在一个盘子里面参与竞价，一方面有利于降低补贴强度，另外一方面也有利于降低项目的非技术成本，对于国内的增量有一个增长。目前从海外市场的需求来看也是非常强劲的，而且从中长期来看，海外目前的投资市场目前也进入了平价周期，光伏发电价格降低的话，海外市场也会涌现越来越多的机会，从而达到中长期的平稳增长。今天的电话会议到此结束。
铜合金 其中，仅就中国电力全资拥有或控股的发电厂，火力发电按年升12.01%至1360.52万兆瓦时；水力发电按年升115.93%至624.37万兆瓦时；风力发电按年升228.63%至79.95万兆瓦时；光伏发电按年升76.22%至57.03万兆瓦时。
不仅如此，分析中国电力2018年企业财报可以看出:2018年，无论是售电量，还是企业营收，净利润，都要较2017年有着较大的提升。
从具体数据来看，2018年，中国电力营收231.76亿元，较2017年增长了16.07%；企业净利润为16.37亿，较2017年增长了27.83%。以2018年为例，火力发电营收165.90亿元，水力发电营收45.65亿元，风力和光伏产业分别营收9.06亿和11.15亿。
集中到净利润方面，2018年，中国电力火力发电实现净利润为5.17亿元，水力发电实现净利润为8.50亿元，风力和光伏发电实现净利润分别为2.16亿和4.07亿。
不难看出，水电的利润要远高于其他形式电能，尤其是火力发电。这主要是由于水电的成本主要是投资成本，水电一次性投资大，经营周期非常大，且运营维护费用低。通常情况下，水电的经营期可长达50年甚至百年，收益周期非常长。
而值得注意的是，在中国电力披露的2019年一季度售电量报告中，企业水力售电量较2018年同期增长115.93%。可以预期，2019年企业净利润有望大幅提升。
另一方面，在商务部公布的煤炭价格数据中，上周（6月10日至16日）煤炭价格小幅波动，其中炼焦煤、动力煤价格分别为每吨778元和589元，分别下降0.4%和0.3%。当前电煤需求有所下降，电厂煤炭库存保持高位，预计煤炭价格将继续偏弱运行。
6月，国家发改委发布的2019年1-5月中国电煤价格指数中，1月份全国电煤指数为511.02。2-5月份，全国电煤指数呈波动下降趋势，5月份，全国电煤指数降到499.12。电煤指数呈低价波动趋势，整体呈持续下降趋势。
电煤价格持续下降，水力售电量快速上涨，这些都为中国电力2019年的企业营收和净利润的增长提供可能。
新能源发电量占比提升，发电结构持续改变
而得益于2018年以来电煤价格的持续下降，以及部分省份用电需求的增加，集团个别火电厂透过市场竞价获得更多销量，2018年，中国电力火力电厂售电量为5111.2万兆瓦时，较2017年大幅增長11.96%。
除了火力发电外，中国电力集团持续大力推动清洁能源发电，优化自身发电结构。除水电外，中国电力集团风电和光伏发电量分别大幅增长122.57%及145.34%。
2018年，中国电力完成了对广西公司、山东公司、安徽公司、湖北公司及寿县公司的收購。所有的收购都是主要从事清洁能源的发电。
以山西大同二期四个各100兆瓦装机容量的光伏发电项目为例，项目已经开始建设，并预计2019年内可以全部投产。该项目为国家能源局颁布的国家“领跑者”光伏发电示范项目，对于中国电力发展而言意义重大。
截至2018年底，企业转型发展战略取得重大成果，清洁能源资产占比进一步提升。中国电力清洁能源装机总容量在水电、风电以及光伏发电分別较2017年增加617.5兆瓦、914.5兆瓦及1,057.5兆瓦，分别上涨12.85%、 167.03%及134.54%。
知名投资机构德国银行表示，受惠于水电站的利用率恢复和可再生能源的产能扩张，中国电力多元化发电组合结构进一步优化。德银认为，中国电力目前股价被严重低估。到2020年，中国电力清洁能源组合占比为50%(2018年为33%)。
2018年,随着部分收购的股权交割完成，中国电力集团新增装机容量为1,758.2兆瓦,且全部为清洁能源,集团发电结构进一步优化。截至2018年底，集团总装机容量为19731.6兆瓦，其中清洁能源权益装机容量为6487.9兆瓦,占全部权益装机容量的32.88%。
2018年，得益于新收购的清洁能源项目业绩并入的影响，风电、光伏发电的贡献大幅增加收入以及火电售电量和平均上网电价的提升，中国电力集团营收大幅增长利潤增加。
内地电力需求增加，消费结构优化
2018年，内地用电量实现了较快的增长。有统计机构披露，2018年，国内总用电量为6.84万亿千瓦时，同比增长8.5%、较2017年增速提升了1.9个百分点，为2012年以来最高增速。全国人均用电量4956千瓦时，其中，人均生活用电量701千瓦时。
2019年第一季度，国内社会用电量累计16795亿千瓦时，同比增长5.5%。电网企业销售电量13906亿千瓦时，同比增长7.8%，内地电量需求旺盛。
而在4月28日，由电力规划设计总院编著的《中国能源发展报告2018》对外发布。报告对2018年我国能源发展总体状况进行了总结，并对2019年我国能源发展趋势做出了研判。其中，2018年，国内电力消费增速创下7年来最快。
报告预计，2019年全社会用电量增长5.8%左右。煤炭需求量39.5亿吨，电力行业仍是影响煤炭消费量的主要行业。
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