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【深度】一箭雙雕:配額制如何巧解光伏業兩大難題

作者:佚名  來源:華創證券  時間:2016/1/4 13:50:55

可再生能源配額制對分布式光伏行業最大的利好為:確保光伏新增裝機、破解并網消納難題。筆者認為配額制下具備兩條投資邏輯:(1)從確保建設裝機的角度來看,結合能源屬性、投資者收益、發展成本等因素綜合分析后,我們認為分布式光伏是彈性最大的品種,地方政府和電網企業將會成為分布式光伏發展的重要推動者,未來幾年新增裝機量將出現爆發式增長,帶動EPC以及運營公司業績的快速增長;(2)從破解光伏并網消納難題的角度來看,考慮到運營商凈利潤對棄電率彈性較高,棄電率的下降將帶來運營商利潤的大幅提升。

  一、他山之石:美國配額制成功的關鍵在于政策延續性

  可再生能源在全球領域仍處于初級發展階段,技術不成熟、規模相對較小、成本高、市場化程度低、回報率偏低,如果沒有政府支持,從經濟利益的角度,投資者將因其投資收益過低不會選擇投資此類項目。

  圖表1 新能源發電成本遠高于傳統能源

  由于可再生能源具有清潔、綠色和可再生等特點,使得其擁有正的外部性,受到各國政府的普遍青睞,紛紛出臺補貼政策。從國際經驗來看,可再生能源補貼政策主要有兩種:一種靠公共投入,如政府的直接補貼,比較典型的就是以德國、中國為代表的固定電價制;另一種就是靠強制性手段,如法律、法規以及其他的強制性政策,比如以美國、英國等為代表的配額制。

  圖表2 固定電價制和配額制優缺點比較

  從兩種政策目前的使用范圍來看,配額制成為了美國、英國、澳大利亞等多數國家發展新能源的首選政策,從配額制的實施效果來看,有成功的案例也有失敗的案例,美國配額目標完成比例多年一直維持在90%以上,可以說是配額制的典型成功案例;與之形成鮮明對比的是英國多年的配額目標完成比例一直在60%左右徘徊,政策的實施效果相對來說并不理想。

  圖表3 美國配額目標完成情況遠好于英國

  (一)美國:配額制下,新能源高速發展

  能源安全是美國過去制定可再生能源相關法律和政策的主要動因,2001年的加州電力危機,2003年的天然氣價格上漲和紐約大停電,使得美國政府把能源多元化作為其一個重要的努力方向,希望可再生能源來實現改善電力供應、替代化石能源和減輕電力輸配線路壓力等方面發揮越來越大的作用。

  美國在促進清潔能源發展上的政策安排主要有以下兩個方面:1)通過稅收優惠、生產補貼、信托基金和低息貸款等多種經濟激勵政策,積極培育清潔能源市場;2)通過制定強制性政策強制要求相關方嚴格履行既定的清潔能源發展路線,即可再生能源配額制。

  1、美國配額制的主要特征

  目前美國沒有聯邦一級的可再生能源配額制,都是由各州各自制定配額相關政策法規,從各州的政策來看,雖有一些差別,但都包括了以下主要內容:都確定了一個電力或發電容量的特定比例或者絕對數量,要求各州的電力供應商在一個特定的日期之前要達到規定的比例或者數量;每個州的可再生能源配額制計劃都規定了合格的可再生發電的來源,并且規定隨著時間的推移,需相應增加可再生能源的電力或者發電容量所占比例或者發電數量;絕大多數州都允許售電端的企業自己生產可再生能源電力或者從其他供應商處購買信用證書。

  圖表4 美國各州配額制主要特征

  2、2007-2012年美國新能源累計裝機復合增速達30%

  從美國各州配額制的實施結果來看,各州通過新增裝機或者是購買證書的方式都能基本完成此前制定的政策目標,從全國平均來看,每年完成量大致在目標額的90%。

  圖表5 美國配額制基本都完成規劃目標90%以上

  2003-2008年間美國各州陸續出臺配額制后,美國新能源裝機經歷了一個高速發展的階段,2007-2012年美國風電、光伏累計裝機復合增速達30%。

(二)英國:配額制下,新能源發展差強人意

  英國是歐盟國家中實施配額制比較早的國家,其出臺可再生能源配額制的根本出發點有如下三點:(1)應對全球氣候變化帶來的挑戰,完成歐盟指令給各國規定的提高可再生能源電力消費的比例;(2)減少對能源進口的依賴,調整國內的能源結構,提高國家能源安全;(3)推進相關產業和技術的發展,實現國內技術升級和傳統產業轉型。

  1、英國配額制的主要內容

  英國早期引入是NFFO(英國非化石能源公約)來對可再生能源發電提出義務要求,價格采取最低價中標的形式來確定可再生能源項目的歸屬。在降低可再生能源成本方面取得了巨大成效,但由于過低的價格導致招標的項目隨著成本變動很多不了了之。于是英國在2002年開始實施可再生能源義務政策(RO),同期建立了配套的可再生能源電力交易制度和市場。根據規定,每兆瓦時可再生能源電力成為一個可以進行交易的計量單位(成為一個ROC),所以供電商都必須履行責任和義務,從可再生能源發電企業購買配額(ROC)證書(或者從電力監督局直接購買)以達到當年所規定的可再生能源電力份額。

  2、英國配額制完成情況不及預期

  從開始實施配額制到2009年,英國的可再生能源配額目標完成情況一直徘徊在目標額的60%,和新能源產業得到大發展的預期相差甚遠。

圖表7 英國配額目標完成比例長期在60%左右

  (三)政策是否具有延續性是決定配額制成功與否的關鍵

  從美英兩國配額制的實踐中可以很明顯看到保持政策的穩定性、穩定投資者的收益預期對于新能源發展的重要作用。英國從早期的對新能源發電提出義務要求的NFFO到之后的RO(可再生能源義務法令),其關于可再生能源政策一直處于調整過程中,使得投資者無法形成穩定的收益預期,導致了英國可再生能源發電投資和產業發展后勁不足,配額目標完成比例長期徘徊在60%左右的水平。

  圖表8 英美配額制實施過程中的經驗教訓

  考慮到我國現有補貼政策是以固定電價制為主,即將出臺的配額制與固定電價制之間如何協調以保持政策的連續性,將會對我國新能源產業的發展造成深遠的影響。下文我們將具體分析我國即將出臺的配額制和現有固定電價制之間的協調問題。

  二、國內配額制出臺,強制配額要求破解新能源消納難題

  (一)固定電價制無力解決新能源消納難題

  目前我國在新能源補貼方面實行的是固定電價制度,有力的推動了新能源產業的發展,但由于缺乏強制性并網消納措施,使得新能源并網消納難題隨著新能源規模的不斷擴大日趨嚴重,棄電現象較為嚴重,嚴重損害了新能源投資者的利益,阻礙了新能源市場規模的進一步擴大,因此從促進新能源行業長期健康發展的角度來看,我國配額制的出臺已經迫在眉睫,我們預期可再生能源配額制將于2015年推出,作為“十三五”期間新能源發展的法律保障。

  1、新能源補貼政策逐步完善我國在新能源發展過程中的補貼政策經歷了一個逐步完善的過程,主要可以分為三個階段:

  1)鼓勵新能源相關基礎行業發展,比如通過財稅支持等手段鼓勵企業國產化新能源發電所需的相關設備,為日后的新能源發展提供基礎支持;2)以招標電價或者各地政府定價形式促進新能源發電市場啟動,擴大新能源發電市場來進一步推升設備國產化率,降低發電成本,3)確定各種新能源的標桿電價,保證投資者有穩定的投資收益,吸引更多經濟主體參與到行業中來,推動新能源產業規模不斷壯大。

  圖表9 國內新能源補貼政策逐步完善

  2、固定電價制下缺乏強制消納措施,新能源消納難題凸顯

 

  隨著風電、光伏標桿電價的確立,風電和光伏分別經歷了明顯的爆發式增長期,固定電價制度發揮了預期的作用,極大地推動了我國可再生能源的發展。截止2013年底,我國風電裝機容量已位居全球第一,光伏裝機量位居全球第二。

  圖表10 我國風電累計裝機占全球比例不斷提升

  圖表11 我國光伏累計裝機迎來爆發式增長

在新能源裝機規模不斷擴大的同時,由于缺乏強制性的消納要求,電網企業、地方政府缺乏足夠動力去主動接納電能質量相對較差的新能源電力,使得并網、消納逐漸成了困擾行業發展的難題。經常性的“棄風、棄光”在損害發電商收益的同時也造成了巨大的資源浪費。經過我們測算,棄風率每提高5%,風電項目IRR降低2%左右,嚴重打擊投資者熱情,抑制了行業的進一步發展。

  圖表12 14年上半年棄風限電率仍超10%      圖表13 棄風限電率增加1%降低IRR0.3-0.4%

  (二)固定電價疊加強制配額要求,政策延續性好

  為解決目前新能源面臨的并網消納難題,促進新能源產業進一步發展,我國擬引入配額制。從海外其它國家新能源產業的發展歷程來看,政策具有好的延續性是新能源蓬勃發展的必要條件。考慮到我國目前在新能源補貼政策上實行的是固定電價制,引入配額制后,結合我國實情,我們認為配額制與固定電價之間可能存在三種協調模式:放棄固定電價制度,引入單一的配額制、對于不同的可再生能源發電技術分別采用配額制和固定電價制度、配額制和固定電價并行。

  圖表14  固定電價與配額制的配合形式

  考慮到我國電力市場沒有完成市場化改革,也就根本談不上公平的市場競爭,電價也不可能完全通過市場競爭形成,仍然是政府定價,也就無法實行單一的配額制。基于以上分析,我們認為近期政策選擇固定電價與配額制并行的可能性最大,通過固定電價解決可再生能源電力高于傳統能源電力發電成本的補償問題,通過配額制解決市場的需求問題,保持政策的延續性。

  (三)強制配額要求破解新能源消納難題,運營環節受益明顯

  1、強制配額要求將有效解決新能源消納難題

  國內風電、光伏等可再生能源電力在電網接入和市場消納上之所以會遇到重重困難,我們認為主要有以下兩個方面的原因:

  (1)電網企業缺乏改進自身的技術和管理水平接納更多可再生能源的動力,同時由于其掌握著對發電指標的計劃管理和電力調度特權,使其沒有積極性充分挖掘現有電力系統在促進可再生能源電力發展上的潛力。隨著可再生能源電力規模的不斷擴大,現有的經濟激勵手段和各種缺乏約束力的政策的限制使得可再生能源電力進一步規模化發展顯得舉步維艱。

  (2)各地雖然開發可再生能源的積極性很高,但地方政府卻缺乏擴大可再生能源消納的積極性,不重視可再生能源電力的就地消納。雖然我國平均有85%以上的發電量是在本省范圍內消納,但是由于地方政府很多時候只是關注項目的上馬,而很少關注項目的運營,導致其在可再生能源消納上動力一直不足。

  在2012年公布的《可再生能源配額考核辦法》(征求意見稿)中可以看出的核心是確定了新的責任主體、符合條件的可再生能源以及各省消納比例、以及相應的獎懲措施。這份《考核辦法》之所以遲遲未變成正式文件出臺,大家爭議的焦點只是在各省的消納比例上。

  圖表15 國內配額制主要內容

  配額制中將加入了電網企業和地方政府作為責任主體,我們認為這符合我國國情。電網企業作為一個輸配售電一體化的壟斷性經營企業擁有強大的市場地位,通過配額指標使其明確了各地可再生能源的外送量和消納量,在責任的壓力下會使得其做好相關規劃,加快跨區域特高壓輸電線路建設,實現2020年新能源輸送容量達1.5億千瓦的既定目標,大幅提升新能源電力消納能力;長期以來,我國形成了以省為基礎的行政管理體力,各級地方政府動員協調能力較強,對于推動可再生能源這種弱勢產業發展來說是一個優勢所在。

  圖表16 國網公司規劃2020年建成“五縱五橫”特高壓電網

  圖表17 配額制下并網、消納問題獲得解決

 2、消納難題破解,運營環節凈利潤提升明顯

  參考美國風、光棄電率長期維持在5%以下,我們認為隨著國內配額制出臺,對電網企業和地方政府的硬性約束使得新能源電力消納難題得以破解,國內的新能源棄電率仍有較大下降空間,有望下降到5%以下。考慮到新能源運營環節最典型的特征都是初期投入大,后期運維費用極低,增加上網電量幾乎沒有任何額外成本支出,這也就意味著棄電率的下降所增加的賣電收益將會直接轉化為運營商凈利潤的增加。下面我們具體分析棄電率下降對光伏、風電運營商凈利潤的影響程度。

  風電我們以特變電工于2013年投資的一個49.5MW的風電場為例測算棄風限電率下降對于風電場年均凈利潤的提升幅度。該風電場總投資4.8億元,自由資金30%,剩余部分以貸款解決,貸款利率6.55%,貸款償還期15年,固定資產折舊年限15年,年均有效利用小時數2250小時,上網電價0.58元/KWh,經營期按20年計算,以目前全國平均10%的棄電率作為基準情形,來測算棄電率變動對年均凈利潤的影響。

  光伏電站運營以天富能源投資的一個20MW電站為例進行測算,該電站總投資1.99億元,自由資金20%,剩余部分以貸款解決,貸款利率為6.55%,貸款償還期15年,固定資產折舊年限15年,經營期25年,年均有效利用小時數1250小時,上網電價0.95元/KWh。目前沒有全國“棄光限電”率的統計數據,但考慮到目前西部電站建設普遍超規劃建設,導致大量的“棄光限電”,其程度可能更甚于風電,我們認為以風電目前平均10%的棄電率作為基準情形來測算棄電率變動對光伏電站運營年均凈利潤的影響是合理的。

  圖表18 西北五省擬建電站規模遠超能源局年度規劃目標

  圖表19 風電、光伏運營環節棄電率對凈利潤的影響

  從我們的測算結果可以看出,若是棄電率能從目前10%的平均水平下降到5%以下,光伏電站運營的平均利潤提升幅度達15-30%,風電場運營的平均利潤提升幅度達到35-70%,風電場運營商凈利潤彈性更大。

  三、配額制下分布式光伏彈性最大,未來三年復合增速達50%

  (一)為滿足配額要求,2015-2020年新能源累計裝機將維持20%以上的復合增速

  從目前公開的配額比例來看,到2020年全國非水可再生能源的配額比例大致在8.5-9.5%。由于我國配額制的獎懲措施直接和地方政府掛鉤,屬于對地方政府的考核,并非海外的經濟處罰,因此我們認為一旦配額比例確定,完成規定的配額比例是毋庸置疑的。

  光伏年均新增裝機16GW左右

  我們根據前文測算的三種情形下2020年非水可再生能源電力消費量的配額目標以及對風電、生物質能發電量的測算結果來估計2020年所需的光伏發電量,假設光伏有效利用小時數1100小時的情況下,測算對應的光伏累計裝機容量。

  圖表20 2015-2020年三種情形下光伏新增裝機中樞

  從表中可以看出,光伏新增裝機彈性較大,變動區間為11-21GW,中性情形下光伏年均新增裝機為16GW,我們后文中將以中性情形為基準,對分布式光伏裝機增速進行測算。

  (二)短期:配額制力促分布式光伏未來三年復合增長率超50%

  1、分布式是未來光伏主要應用方向

  分布式光伏發電特指采用光伏組件,將太陽能直接轉換為電能的分布式發電系統。它是一種新型的、具有廣闊發展前景的發電和能源綜合利用方式,倡導就近發電,就近并網,就近轉換,就近使用的原則,不僅能夠有效提高同等規模光伏電站的發電量、緩解電網遠距離輸電壓力,同時還有效解決了電力在升壓及長途運輸中的損耗問題。海外國家普遍以分布式作為光伏的主要應用方向也說明了這點。

  圖表21 海外國家光伏應用大多以分布式為主

  2、投資者角度:分布式光伏項目IRR平均較地面電站高2-3%

  在目前我國的電價結構中,一般工商業電價、大工業電價均大幅高于居民銷售電價。分布式光伏采取的是全電量補貼,補貼額度為0.42元/Kwh,余電以當地脫硫電價水平全額上網,考慮到工商業電價水平遠高于居民用電價格,自發自用比例越高,其投資收益越大,政策層面考慮到在長達20年的運行期間內,電力負荷可能會出現劇烈變動,因此在自用負荷大幅下降的情況下,允許以當地光伏電站標桿電價全額上網,為不穩定的收益率保證了下限。

  目前我國在工商業用電領域已經實現了峰谷電價機制,具體電價水平由各省根據本省實際情況自行確定,就峰谷時段的劃分來看,各省雖有略微差別,但總體來說差別不大。高峰:9:00~12:00,17:00~22:00,共8小時;平段:7:00~9:00,12:00~17:00,22:00~23:00,共8小時;低谷:23:00~次日7:00,共8小時。從時間劃分來看,適用于分布式光伏發電的時間段基本處于高峰和平段。

  圖表22 七省市一般工商業電價、大工業電價

  考慮到分布式光伏全電量補貼0.42元/Kwh,對于工商業和大工業用戶,只要自發自用比例在60%以上,其等效電價相對于光伏電站標桿上網電價更高,分布式和地面電站年有效利用小時數都取1100小時,經過我們測算,分布式項目業主投資收益率明顯高于同區域內的地面電站。

  圖表23 工商業分布式項目自用60%以上時等效電價高于地面電站上網電價

  圖表24 分布式光伏自發自用比例高于60%時項目收益率高于地面電站

  3、政府角度:發展分布式成本更低

  分布式不占用土地:從各省配額制目標下的缺口來看,缺口較大的主要位于經濟較發達的中東部地區,其經濟水平位于全國平均水平之上,土地資源相對來說經濟價值更高,分布式以其不占用土地資源的特點優勢明顯,綜合成本更低;從西部地區來看,配額壓力相對較低,因此我們認為未來西部地面電站裝機量會逐步減少到一個穩定的水平,分布式光伏的裝機量會逐步提升。

  圖表25 缺口大省主要位于中東部經濟較發達省份

  4、配額制下,地方政府深度介入,助力分布式發展模式形成

  我國分布式光伏在發展的過程中遇到了屋頂難找、融資難等一系列問題,導致今年前三季度分布式光伏裝機僅1.34GW,與年初預定目標8GW差距甚遠。我們認為目前分布式光伏發展瓶頸主要來自以下幾個方面:項目收益率不確定、融資受限、屋頂產權不明晰、收費模式存在一定的風險。

  配額制下地方政府、電網企業成為義務主體,使其有動力主動參與到分布式光伏市場中,協調各方利益,實現共贏,解決分布式光伏發展中遇到的問題。

  圖表26 地方政府協調各方利益解決分布式發展難題

  通過地方政府的主動參與解決分布式行業發展難題已有成功先例。浙江省嘉興市2013年已受理的光伏項目裝機總容量達到1.66GW,占浙江省受理容量的42.2%;并網總容量達到0.94GW,占全省并網容量的50.4%,其中大部分是分布式光伏項目。其分布式光伏市場發展取得如此成功最重要的一點就是地方政府牽頭,發揮政府的協調能力,使得分布式光伏中的各個參與主體利益實現了共贏,解決了行業發展難題。

  圖表27 嘉興模式解決分布式光伏行業難題

  我們認為隨著地方政府和電網企業成為了完成配額制目標的義務主體,在配額壓力下,各地方政府會結合本地實際情況,采取類“嘉興模式”來協調各方利益,解決分布式目前遇到的行業難題,推動適合本地的分布式發展模式形成。

  5、配額制確保分布式未來三年CAGR超50%

  根據前文中對未來幾年光伏年均新增裝機16GW的判斷,結合目前國家政策導向以及海外分布式占比來看,我們認為未來我國地面電站占比會逐年下降,分布式應用市場會逐步成為主流。結合年初能源局公布的地面電站新增6GW的規劃來看,我們認為隨著分布式的逐步增加,地面電站最終新增裝機會逐年降低到6GW后維持穩定,依此測算未來幾年分布式新增并網容量。我們認為2014-2016年分布式裝機年均新增在4、7、10GW以上,三年復合增速超50%。

  (三)長期:用戶側平價上網推動分布式光伏市場大爆發

  根據我們對分布式項目投資構成分拆來看,組件占比接近60%,逆變器成本在12%左右,支架成本約占7-8%,根據屋頂條件的好壞,施工成本會存在差異,總體來看,項目成本目前在7.5-8.5元/W,售價一般在8-9元/W。我們認為組件和逆變器兩個部分的成本仍有大幅下降空間,預計組件環節通過提高轉換效率以及工藝改進,最終成本仍有30-40%的下降空間;逆變器成本從2008年以來下降了80%,經過調研,我們認為逆變器經過結構優化等手段,成本仍有30-40%的下降空間。

  綜合來看,我們認為2016年以后分布式光伏度電成本有望下降到0.6元以下,達到目前居民側用電成本,工商業用戶在沒有補貼的情況下仍能獲得8%以上的內部回報率,分布式光伏逐步擺脫補貼,分布式光伏進入發展的第三階段(見分布式光伏深度報告:《靜待星星之火,燃起燎原之勢》),市場將迎來一場真實需求推動的盛宴。

  圖表30 2016年以后分布式光伏有望進入居民側平價上網時代

  (四)優先補貼分布式,可再生能源基金缺口無礙行業高增長

  根據我們中性情況下的新增并網量測算,從2015年開始,可再生能源基金將面臨巨大的缺口,我們認為未來繼續上調可再生能源電價附加是大概率事件。考慮到國家政策對分布式光伏的側重以及能源局領導的講話,可再生能源基金將首先滿足分布式光伏的補貼需求,就目前的測算結果來看,即使可再生能源電價附加不上調,也足以滿足分布式光伏的補貼需求。

  此外根據新能源成本下降趨勢來看,風電、光伏補貼均會隨成本不斷下降而逐步下調,我們預計2020年前風電有可能完全平價上網,光伏在2020年左右在售電側能實現平價上網,完全擺脫對補貼的依賴。因此我們認為可再生能源基金目前的缺口無礙分布式光伏裝機高速增長。

  圖表31 2014-2020年可再生能源基金缺口(未考慮補貼下調)

  四、投資建議

  配額目標下,非水可再生能源裝機缺口超過200GW,我們從能源屬性、投資者收益、成本等角度綜合分析,認為分布式光伏是配額制下彈性最大的品種。在配額目標壓力下,各地方政府會有足夠動力深度參與到行業中來,協調解決分布式光伏發展過程中遇到的問題,推動類似于“嘉興模式”的商業模式形成,分布式光伏建設開始放量,企業盈利水平大幅提升,行業有望迎來一輪由EPS上升催生的趨勢性行情。

  配額制將地方政府、電網企業納入責任主體,促使其盡力消納新能源電力,解決目前新能源消納難題,降低新能源“棄電率”,考慮到運營環節利潤水平對“棄風限電率”高度敏感,未來隨著棄風率下降,風電場運營凈利潤有望較目前提升35-70%,業績大幅提升的預期將推升行業估值水平。

  (一)行業推薦邏輯

  圖表32 運營環節和分布式光伏受益明顯

  1)配額制下,新能源裝機繼續維持高增長:配額制將電網企業、地方政府納入義務主體,能有效解決目前行業中面臨的“并網、消納”難題,促進行業健康發展。根據我們對不同配額比例所做的情景分析來看,中性情況下,到2020年風電、光伏年均新增裝機量在20GW、16GW左右。

  2.)分布式光伏未來三年復合增速超50%,推動企業盈利大幅提升:從能源屬性、投資者收

  益、投資成本等角度綜合分析,分布式是配額制下彈性最大的品種。在地方政府和電網企業的大力推動下,形成可異地復制的成熟商業模式,推動裝機量爆發式增長,我們預計分布式光伏年均新增裝機將從目前的3-4GW增長到10GW,未來三年復合增速50%。

  3)運營環節受益于消納難題破解,風場運營利潤彈性更大:以目前平均10%的棄電率為基準,我們經過測算,棄電率下降到5%以下,光伏電站和風場運營凈利潤提升幅度分別在15%、30%以上,相對來說,風場運營利潤彈性更大。我們認為隨著風場運營利潤大幅增加,風場運營企業有望迎來一輪由盈利提升帶動的趨勢性行情。

  (二)板塊標的選擇標準

  分布式光伏企業核心競爭力為屋頂資源和融資能力

  分布式光伏項目采用備案制,與地面電站的審批制不同,因此路條資源并非核心資源。分布式光伏多數需要在屋頂上建設,對屋頂的承重、防水等質量要求較高,而國內由于前幾年的金太陽工程推廣,優質屋頂已所剩不多,隨著分布式光伏建設的加速推進,好的屋頂資源必然會成為稀缺資源,擁有更強的屋頂使用權獲取能力意味著更強的項目建設能力。

  分布式光伏初始投資成本7.5~9元/W,項目的批量建設對企業資金需求較大,尤其在公司無法短期內出售光伏電站時,資金容易成為業務拓展的瓶頸。因此,企業的融資能力也將成為未來行業競爭的核心競爭力。

  因此,我們認為,分布式光伏領域的核心競爭力在于屋頂資源和融資能力,對分布式光伏板塊標的選擇即側重于這兩方面進行分析。 

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