【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。
【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。
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