【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。
疯狂的能源！九月至今，郑商所动力煤价格上涨53%、纽交所天然气交易价格上涨42%、大商所焦煤上涨21%，就连布伦特原油的交易价格都大涨了10%再度临近80美元。而昨日石油、煤炭板块的再度大涨也是受到了能源价格的正面影响，但从估值角度来说，已经高企的商品价格也必会压制中下游的消费冲动，供需平衡点的打破会在什么时候，没有人能够知道，但对于风险的防御，却是每个理性机构所考虑进去的。而二级市场中煤企近期的股价表现明显开始滞后于商品期货的价格表现，对于未来行情的稳定，反而不是一件坏事。而刚刚转好的酿酒板块则强不过二日，虽然龙头茅台股价表现尚好，但迎驾贡酒的突然跌停，皇台酒业与伊力特的一度跌停让刚刚躁动起来的酿酒指数大跌超3%。不过行业一线品种走势依旧稳健，行业整体回暖的步伐不会受到太多影响。同理，周二被酿酒板块所带下来的以食品饮料、医疗医药为代表的白马股们，再度重复快速脉冲后的持续阴跌的走势概率是极低的，充裕的盘底时间，充分的调整空间，去泡沫后的估值水平，不论哪一项都足以在目前的点位之下给予白马股形成价值支撑。其实整个盘面中，最让我所担忧的，就是近期反复给大家所提及的三四线边缘股，没有明显改善的基本面，更多单纯概念的拉升让它们在过去的二三个月里其实有了一波不错的涨幅，也累积了不小的获利筹码。未来操作上面对技术破位走势一旦犹豫，利润的回吐将是很快的。加之平均股价指数周二再度收跌，已经形成了指数的三连跌与K线形态的四连阴，如果不能快速回至89日均线上方，也就代表平均股价指数从今年4月至今首度有效击穿牛熊分界线，形成标准的技术破位。（股市有风险，投资需谨慎）
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