基准电价

。 工商业屋顶面积大，屋顶平坦，用电量大，用电价格高，故而装机容量大，发电量也大。 而从投资角度来看，因为国家扶持以及持续运行25年，工商业光伏发电系统被认为是较好的投资方式，一般在5-7年内
项目的年装机量为6.4GW，且2017到2020年的装机量预计将达到33.5GW。 2017到2040年，中国工商用屋顶光伏系统的年均装机量为5GW。 中国共有11个省份的商用屋顶光伏项目的基准

国家的根本原因。 特别是融资成本，按照融资利率为基准利率计算，融资产生的成本为光伏上网电价平均增加约0.11元/kWh。其实，国家完全有可能给予可再生能源项目特殊政策，这些项目融资的钱不是用来做杠杆
国家提出工商业电价平均降低10%，个人觉得应将电费下调的空间留给环保事业，企业要为国家社会考虑环境问题，尽快补足环境课，改善生态。 目前，我国在煤炭、石油等资源的开采、燃烧环节分别开展了资源税

十年，利率为基准利率4.9%时，三类资源区的资本金IRR同系统造价的如下图所示，从图中可以看出，基本上当系统造价降低1元/瓦，能够维持电价调整前的收益率;而当系统造价在5.5元/瓦时，三类区域对应的
西北拥有光伏电站的企业，由于上网标杆电价已经确定，随着弃光率的降低，光伏电站的收益将持续好转，以国电电力为例，其下属的光伏企业2017年前三季度完成发电量. 2.42 亿千瓦时，同比增加4.68

在3‰以内。 3、最佳倾角的选择 然而，对于项目场址面积有限、使用成本高、项目电价高的项目，业主希望尽量增加装机容量。 增加装机容量→减少阵列间距→减少阵列倾角→减少发电量 此时，就要
较贵，可以考虑适当降低阵列倾角。 由于每个项目的电价、场址使用成本各异，具体提高发电量划算还是增加装机容量划算，在实际项目中要详细计算。 二、方位角变化对发电量的影响 当方位角不为0时，对发电量

。 如果能拿到4.5%(基准收益下浮10%)的资金成本，那10%的收益也是可以接受的。 第一个杀手锏：资金成本低! 资金成本本身对合理收益预期下的反算电价有很大的影响。以资本金收益率为12%为例进行反算
这两天，大家讨论的焦点集中在两个话题： 华能0.39元/kWh的白城领跑者投标电价; 三峡新能源组件招标中，305W以上的最低报价为2.58元/W，275W以上的最低报价已经到了2.47元/W

; 不限电; 以资本金内部收益率达到10%作为行业基准收益率; 其他条件按照常规项目考虑。 测算结果如下： 表：燃煤标杆电价下，Ⅱ类资源区达到行业基准收益率的单位瓦光伏系统投资 由上表可以

3月5日，光伏們爆出白城领跑者基地中，最低投标电价为0.39元/kWh，仅比当地的脱硫煤标杆电价(0.3731元/kWh)高1.69分/kWh。 一石激起千层浪! 有人惊呼，发电侧平价上网的时代
难道要提前来临了?!今天大家的话题都围绕在0.39元/kWh的投标电价是否是恶性竞标?上。 首先，从评标规则角度讲，如果次低电价高于最低电价0.05元/kWh，则最低电价就会被认定为恶性竞标，直接被

2020年的装机量预计将达到33.5GW。 2017到2040年，中国工商用屋顶光伏系统的年均装机量为5GW。 中国共有11个省份的商用屋顶光伏项目的基准度电成本均低于平均日间商业用电电价
大，用电价格高，故而装机容量大，发电量也大。 而从投资角度来看，因为国家扶持以及持续运行25年，工商业光伏发电系统被认为是较好的投资方式，一般在5-7年内可以回本。 中国工商业屋顶光伏市场规模将

，用电负荷大，用户侧峰谷电价差较大，拥有较大的套利空间。此外在投资+运营等模式下，这些已经做成的项目也多由储能企业自己持有，使用储能装置的企业只需付出服务费用而不必承担风险。 而在可再生能源并网领域
，储能收益主要还是依靠限电时段的弃电量存储。在一些老光伏电站，比如西藏和青海开展的项目已经开展利用老电站比较高的上网电价做弃电存储，确实具有一定的价值，但投入成本压力下，回收期较长。此外，在提高跟踪计划

的原则，坚持集中式与分散式并举，采取竞争性方式配置风、光电项目，实现资源更优配置，促进风光电技术进步和上网电价降低。稳步推进酒泉、通渭等风电基地建设，加快建设风电平价上网示范项目，积极争取国家支持白银
新能源企业发电权置换交易。通过完善电价优惠政策，打造电价洼地，积极探索建设新能源就近消纳产业示范园区，推动新能源产业与先进高载能产业联动发展。加大充电基础设施建设和新能源汽车推广应用力度，促进新能源汽车