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【深度】一箭双雕:配额制如何巧解光伏业两大难题

作者:佚名  来源:华创证券  时间:2016/1/4 13:50:55

可再生能源配额制对分布式光伏行业最大的利好为:确保光伏新增装机、破解并网消纳难题。笔者认为配额制下具备两条投资逻辑:(1)从确保建设装机的角度来看,结合能源属性、投资者收益、发展成本等因素综合分析后,我们认为分布式光伏是弹性最大的品种,地方政府和电网企业将会成为分布式光伏发展的重要推动者,未来几年新增装机量将出现爆发式增长,带动EPC以及运营公司业绩的快速增长;(2)从破解光伏并网消纳难题的角度来看,考虑到运营商净利润对弃电率弹性较高,弃电率的下降将带来运营商利润的大幅提升。

  一、他山之石:美国配额制成功的关键在于政策延续性

  可再生能源在全球领域仍处于初级发展阶段,技术不成熟、规模相对较小、成本高、市场化程度低、回报率偏低,如果没有政府支持,从经济利益的角度,投资者将因其投资收益过低不会选择投资此类项目。

  图表1 新能源发电成本远高于传统能源

  由于可再生能源具有清洁、绿色和可再生等特点,使得其拥有正的外部性,受到各国政府的普遍青睐,纷纷出台补贴政策。从国际经验来看,可再生能源补贴政策主要有两种:一种靠公共投入,如政府的直接补贴,比较典型的就是以德国、中国为代表的固定电价制;另一种就是靠强制性手段,如法律、法规以及其他的强制性政策,比如以美国、英国等为代表的配额制。

  图表2 固定电价制和配额制优缺点比较

  从两种政策目前的使用范围来看,配额制成为了美国、英国、澳大利亚等多数国家发展新能源的首选政策,从配额制的实施效果来看,有成功的案例也有失败的案例,美国配额目标完成比例多年一直维持在90%以上,可以说是配额制的典型成功案例;与之形成鲜明对比的是英国多年的配额目标完成比例一直在60%左右徘徊,政策的实施效果相对来说并不理想。

  图表3 美国配额目标完成情况远好于英国

  (一)美国:配额制下,新能源高速发展

  能源安全是美国过去制定可再生能源相关法律和政策的主要动因,2001年的加州电力危机,2003年的天然气价格上涨和纽约大停电,使得美国政府把能源多元化作为其一个重要的努力方向,希望可再生能源来实现改善电力供应、替代化石能源和减轻电力输配线路压力等方面发挥越来越大的作用。

  美国在促进清洁能源发展上的政策安排主要有以下两个方面:1)通过税收优惠、生产补贴、信托基金和低息贷款等多种经济激励政策,积极培育清洁能源市场;2)通过制定强制性政策强制要求相关方严格履行既定的清洁能源发展路线,即可再生能源配额制。

  1、美国配额制的主要特征

  目前美国没有联邦一级的可再生能源配额制,都是由各州各自制定配额相关政策法规,从各州的政策来看,虽有一些差别,但都包括了以下主要内容:都确定了一个电力或发电容量的特定比例或者绝对数量,要求各州的电力供应商在一个特定的日期之前要达到规定的比例或者数量;每个州的可再生能源配额制计划都规定了合格的可再生发电的来源,并且规定随着时间的推移,需相应增加可再生能源的电力或者发电容量所占比例或者发电数量;绝大多数州都允许售电端的企业自己生产可再生能源电力或者从其他供应商处购买信用证书。

  图表4 美国各州配额制主要特征

  2、2007-2012年美国新能源累计装机复合增速达30%

  从美国各州配额制的实施结果来看,各州通过新增装机或者是购买证书的方式都能基本完成此前制定的政策目标,从全国平均来看,每年完成量大致在目标额的90%。

  图表5 美国配额制基本都完成规划目标90%以上

  2003-2008年间美国各州陆续出台配额制后,美国新能源装机经历了一个高速发展的阶段,2007-2012年美国风电、光伏累计装机复合增速达30%。

(二)英国:配额制下,新能源发展差强人意

  英国是欧盟国家中实施配额制比较早的国家,其出台可再生能源配额制的根本出发点有如下三点:(1)应对全球气候变化带来的挑战,完成欧盟指令给各国规定的提高可再生能源电力消费的比例;(2)减少对能源进口的依赖,调整国内的能源结构,提高国家能源安全;(3)推进相关产业和技术的发展,实现国内技术升级和传统产业转型。

  1、英国配额制的主要内容

  英国早期引入是NFFO(英国非化石能源公约)来对可再生能源发电提出义务要求,价格采取最低价中标的形式来确定可再生能源项目的归属。在降低可再生能源成本方面取得了巨大成效,但由于过低的价格导致招标的项目随着成本变动很多不了了之。于是英国在2002年开始实施可再生能源义务政策(RO),同期建立了配套的可再生能源电力交易制度和市场。根据规定,每兆瓦时可再生能源电力成为一个可以进行交易的计量单位(成为一个ROC),所以供电商都必须履行责任和义务,从可再生能源发电企业购买配额(ROC)证书(或者从电力监督局直接购买)以达到当年所规定的可再生能源电力份额。

  2、英国配额制完成情况不及预期

  从开始实施配额制到2009年,英国的可再生能源配额目标完成情况一直徘徊在目标额的60%,和新能源产业得到大发展的预期相差甚远。

图表7 英国配额目标完成比例长期在60%左右

  (三)政策是否具有延续性是决定配额制成功与否的关键

  从美英两国配额制的实践中可以很明显看到保持政策的稳定性、稳定投资者的收益预期对于新能源发展的重要作用。英国从早期的对新能源发电提出义务要求的NFFO到之后的RO(可再生能源义务法令),其关于可再生能源政策一直处于调整过程中,使得投资者无法形成稳定的收益预期,导致了英国可再生能源发电投资和产业发展后劲不足,配额目标完成比例长期徘徊在60%左右的水平。

  图表8 英美配额制实施过程中的经验教训

  考虑到我国现有补贴政策是以固定电价制为主,即将出台的配额制与固定电价制之间如何协调以保持政策的连续性,将会对我国新能源产业的发展造成深远的影响。下文我们将具体分析我国即将出台的配额制和现有固定电价制之间的协调问题。

  二、国内配额制出台,强制配额要求破解新能源消纳难题

  (一)固定电价制无力解决新能源消纳难题

  目前我国在新能源补贴方面实行的是固定电价制度,有力的推动了新能源产业的发展,但由于缺乏强制性并网消纳措施,使得新能源并网消纳难题随着新能源规模的不断扩大日趋严重,弃电现象较为严重,严重损害了新能源投资者的利益,阻碍了新能源市场规模的进一步扩大,因此从促进新能源行业长期健康发展的角度来看,我国配额制的出台已经迫在眉睫,我们预期可再生能源配额制将于2015年推出,作为“十三五”期间新能源发展的法律保障。

  1、新能源补贴政策逐步完善我国在新能源发展过程中的补贴政策经历了一个逐步完善的过程,主要可以分为三个阶段:

  1)鼓励新能源相关基础行业发展,比如通过财税支持等手段鼓励企业国产化新能源发电所需的相关设备,为日后的新能源发展提供基础支持;2)以招标电价或者各地政府定价形式促进新能源发电市场启动,扩大新能源发电市场来进一步推升设备国产化率,降低发电成本,3)确定各种新能源的标杆电价,保证投资者有稳定的投资收益,吸引更多经济主体参与到行业中来,推动新能源产业规模不断壮大。

  图表9 国内新能源补贴政策逐步完善

  2、固定电价制下缺乏强制消纳措施,新能源消纳难题凸显

 

  随着风电、光伏标杆电价的确立,风电和光伏分别经历了明显的爆发式增长期,固定电价制度发挥了预期的作用,极大地推动了我国可再生能源的发展。截止2013年底,我国风电装机容量已位居全球第一,光伏装机量位居全球第二。

  图表10 我国风电累计装机占全球比例不断提升

  图表11 我国光伏累计装机迎来爆发式增长

在新能源装机规模不断扩大的同时,由于缺乏强制性的消纳要求,电网企业、地方政府缺乏足够动力去主动接纳电能质量相对较差的新能源电力,使得并网、消纳逐渐成了困扰行业发展的难题。经常性的“弃风、弃光”在损害发电商收益的同时也造成了巨大的资源浪费。经过我们测算,弃风率每提高5%,风电项目IRR降低2%左右,严重打击投资者热情,抑制了行业的进一步发展。

  图表12 14年上半年弃风限电率仍超10%      图表13 弃风限电率增加1%降低IRR0.3-0.4%

  (二)固定电价叠加强制配额要求,政策延续性好

  为解决目前新能源面临的并网消纳难题,促进新能源产业进一步发展,我国拟引入配额制。从海外其它国家新能源产业的发展历程来看,政策具有好的延续性是新能源蓬勃发展的必要条件。考虑到我国目前在新能源补贴政策上实行的是固定电价制,引入配额制后,结合我国实情,我们认为配额制与固定电价之间可能存在三种协调模式:放弃固定电价制度,引入单一的配额制、对于不同的可再生能源发电技术分别采用配额制和固定电价制度、配额制和固定电价并行。

  图表14  固定电价与配额制的配合形式

  考虑到我国电力市场没有完成市场化改革,也就根本谈不上公平的市场竞争,电价也不可能完全通过市场竞争形成,仍然是政府定价,也就无法实行单一的配额制。基于以上分析,我们认为近期政策选择固定电价与配额制并行的可能性最大,通过固定电价解决可再生能源电力高于传统能源电力发电成本的补偿问题,通过配额制解决市场的需求问题,保持政策的延续性。

  (三)强制配额要求破解新能源消纳难题,运营环节受益明显

  1、强制配额要求将有效解决新能源消纳难题

  国内风电、光伏等可再生能源电力在电网接入和市场消纳上之所以会遇到重重困难,我们认为主要有以下两个方面的原因:

  (1)电网企业缺乏改进自身的技术和管理水平接纳更多可再生能源的动力,同时由于其掌握着对发电指标的计划管理和电力调度特权,使其没有积极性充分挖掘现有电力系统在促进可再生能源电力发展上的潜力。随着可再生能源电力规模的不断扩大,现有的经济激励手段和各种缺乏约束力的政策的限制使得可再生能源电力进一步规模化发展显得举步维艰。

  (2)各地虽然开发可再生能源的积极性很高,但地方政府却缺乏扩大可再生能源消纳的积极性,不重视可再生能源电力的就地消纳。虽然我国平均有85%以上的发电量是在本省范围内消纳,但是由于地方政府很多时候只是关注项目的上马,而很少关注项目的运营,导致其在可再生能源消纳上动力一直不足。

  在2012年公布的《可再生能源配额考核办法》(征求意见稿)中可以看出的核心是确定了新的责任主体、符合条件的可再生能源以及各省消纳比例、以及相应的奖惩措施。这份《考核办法》之所以迟迟未变成正式文件出台,大家争议的焦点只是在各省的消纳比例上。

  图表15 国内配额制主要内容

  配额制中将加入了电网企业和地方政府作为责任主体,我们认为这符合我国国情。电网企业作为一个输配售电一体化的垄断性经营企业拥有强大的市场地位,通过配额指标使其明确了各地可再生能源的外送量和消纳量,在责任的压力下会使得其做好相关规划,加快跨区域特高压输电线路建设,实现2020年新能源输送容量达1.5亿千瓦的既定目标,大幅提升新能源电力消纳能力;长期以来,我国形成了以省为基础的行政管理体力,各级地方政府动员协调能力较强,对于推动可再生能源这种弱势产业发展来说是一个优势所在。

  图表16 国网公司规划2020年建成“五纵五横”特高压电网

  图表17 配额制下并网、消纳问题获得解决

 2、消纳难题破解,运营环节净利润提升明显

  参考美国风、光弃电率长期维持在5%以下,我们认为随着国内配额制出台,对电网企业和地方政府的硬性约束使得新能源电力消纳难题得以破解,国内的新能源弃电率仍有较大下降空间,有望下降到5%以下。考虑到新能源运营环节最典型的特征都是初期投入大,后期运维费用极低,增加上网电量几乎没有任何额外成本支出,这也就意味着弃电率的下降所增加的卖电收益将会直接转化为运营商净利润的增加。下面我们具体分析弃电率下降对光伏、风电运营商净利润的影响程度。

  风电我们以特变电工于2013年投资的一个49.5MW的风电场为例测算弃风限电率下降对于风电场年均净利润的提升幅度。该风电场总投资4.8亿元,自由资金30%,剩余部分以贷款解决,贷款利率6.55%,贷款偿还期15年,固定资产折旧年限15年,年均有效利用小时数2250小时,上网电价0.58元/KWh,经营期按20年计算,以目前全国平均10%的弃电率作为基准情形,来测算弃电率变动对年均净利润的影响。

  光伏电站运营以天富能源投资的一个20MW电站为例进行测算,该电站总投资1.99亿元,自由资金20%,剩余部分以贷款解决,贷款利率为6.55%,贷款偿还期15年,固定资产折旧年限15年,经营期25年,年均有效利用小时数1250小时,上网电价0.95元/KWh。目前没有全国“弃光限电”率的统计数据,但考虑到目前西部电站建设普遍超规划建设,导致大量的“弃光限电”,其程度可能更甚于风电,我们认为以风电目前平均10%的弃电率作为基准情形来测算弃电率变动对光伏电站运营年均净利润的影响是合理的。

  图表18 西北五省拟建电站规模远超能源局年度规划目标

  图表19 风电、光伏运营环节弃电率对净利润的影响

  从我们的测算结果可以看出,若是弃电率能从目前10%的平均水平下降到5%以下,光伏电站运营的平均利润提升幅度达15-30%,风电场运营的平均利润提升幅度达到35-70%,风电场运营商净利润弹性更大。

  三、配额制下分布式光伏弹性最大,未来三年复合增速达50%

  (一)为满足配额要求,2015-2020年新能源累计装机将维持20%以上的复合增速

  从目前公开的配额比例来看,到2020年全国非水可再生能源的配额比例大致在8.5-9.5%。由于我国配额制的奖惩措施直接和地方政府挂钩,属于对地方政府的考核,并非海外的经济处罚,因此我们认为一旦配额比例确定,完成规定的配额比例是毋庸置疑的。

  光伏年均新增装机16GW左右

  我们根据前文测算的三种情形下2020年非水可再生能源电力消费量的配额目标以及对风电、生物质能发电量的测算结果来估计2020年所需的光伏发电量,假设光伏有效利用小时数1100小时的情况下,测算对应的光伏累计装机容量。

  图表20 2015-2020年三种情形下光伏新增装机中枢

  从表中可以看出,光伏新增装机弹性较大,变动区间为11-21GW,中性情形下光伏年均新增装机为16GW,我们后文中将以中性情形为基准,对分布式光伏装机增速进行测算。

  (二)短期:配额制力促分布式光伏未来三年复合增长率超50%

  1、分布式是未来光伏主要应用方向

  分布式光伏发电特指采用光伏组件,将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式,倡导就近发电,就近并网,就近转换,就近使用的原则,不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量、缓解电网远距离输电压力,同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。海外国家普遍以分布式作为光伏的主要应用方向也说明了这点。

  图表21 海外国家光伏应用大多以分布式为主

  2、投资者角度:分布式光伏项目IRR平均较地面电站高2-3%

  在目前我国的电价结构中,一般工商业电价、大工业电价均大幅高于居民销售电价。分布式光伏采取的是全电量补贴,补贴额度为0.42元/Kwh,余电以当地脱硫电价水平全额上网,考虑到工商业电价水平远高于居民用电价格,自发自用比例越高,其投资收益越大,政策层面考虑到在长达20年的运行期间内,电力负荷可能会出现剧烈变动,因此在自用负荷大幅下降的情况下,允许以当地光伏电站标杆电价全额上网,为不稳定的收益率保证了下限。

  目前我国在工商业用电领域已经实现了峰谷电价机制,具体电价水平由各省根据本省实际情况自行确定,就峰谷时段的划分来看,各省虽有略微差别,但总体来说差别不大。高峰:9:00~12:00,17:00~22:00,共8小时;平段:7:00~9:00,12:00~17:00,22:00~23:00,共8小时;低谷:23:00~次日7:00,共8小时。从时间划分来看,适用于分布式光伏发电的时间段基本处于高峰和平段。

  图表22 七省市一般工商业电价、大工业电价

  考虑到分布式光伏全电量补贴0.42元/Kwh,对于工商业和大工业用户,只要自发自用比例在60%以上,其等效电价相对于光伏电站标杆上网电价更高,分布式和地面电站年有效利用小时数都取1100小时,经过我们测算,分布式项目业主投资收益率明显高于同区域内的地面电站。

  图表23 工商业分布式项目自用60%以上时等效电价高于地面电站上网电价

  图表24 分布式光伏自发自用比例高于60%时项目收益率高于地面电站

  3、政府角度:发展分布式成本更低

  分布式不占用土地:从各省配额制目标下的缺口来看,缺口较大的主要位于经济较发达的中东部地区,其经济水平位于全国平均水平之上,土地资源相对来说经济价值更高,分布式以其不占用土地资源的特点优势明显,综合成本更低;从西部地区来看,配额压力相对较低,因此我们认为未来西部地面电站装机量会逐步减少到一个稳定的水平,分布式光伏的装机量会逐步提升。

  图表25 缺口大省主要位于中东部经济较发达省份

  4、配额制下,地方政府深度介入,助力分布式发展模式形成

  我国分布式光伏在发展的过程中遇到了屋顶难找、融资难等一系列问题,导致今年前三季度分布式光伏装机仅1.34GW,与年初预定目标8GW差距甚远。我们认为目前分布式光伏发展瓶颈主要来自以下几个方面:项目收益率不确定、融资受限、屋顶产权不明晰、收费模式存在一定的风险。

  配额制下地方政府、电网企业成为义务主体,使其有动力主动参与到分布式光伏市场中,协调各方利益,实现共赢,解决分布式光伏发展中遇到的问题。

  图表26 地方政府协调各方利益解决分布式发展难题

  通过地方政府的主动参与解决分布式行业发展难题已有成功先例。浙江省嘉兴市2013年已受理的光伏项目装机总容量达到1.66GW,占浙江省受理容量的42.2%;并网总容量达到0.94GW,占全省并网容量的50.4%,其中大部分是分布式光伏项目。其分布式光伏市场发展取得如此成功最重要的一点就是地方政府牵头,发挥政府的协调能力,使得分布式光伏中的各个参与主体利益实现了共赢,解决了行业发展难题。

  图表27 嘉兴模式解决分布式光伏行业难题

  我们认为随着地方政府和电网企业成为了完成配额制目标的义务主体,在配额压力下,各地方政府会结合本地实际情况,采取类“嘉兴模式”来协调各方利益,解决分布式目前遇到的行业难题,推动适合本地的分布式发展模式形成。

  5、配额制确保分布式未来三年CAGR超50%

  根据前文中对未来几年光伏年均新增装机16GW的判断,结合目前国家政策导向以及海外分布式占比来看,我们认为未来我国地面电站占比会逐年下降,分布式应用市场会逐步成为主流。结合年初能源局公布的地面电站新增6GW的规划来看,我们认为随着分布式的逐步增加,地面电站最终新增装机会逐年降低到6GW后维持稳定,依此测算未来几年分布式新增并网容量。我们认为2014-2016年分布式装机年均新增在4、7、10GW以上,三年复合增速超50%。

  (三)长期:用户侧平价上网推动分布式光伏市场大爆发

  根据我们对分布式项目投资构成分拆来看,组件占比接近60%,逆变器成本在12%左右,支架成本约占7-8%,根据屋顶条件的好坏,施工成本会存在差异,总体来看,项目成本目前在7.5-8.5元/W,售价一般在8-9元/W。我们认为组件和逆变器两个部分的成本仍有大幅下降空间,预计组件环节通过提高转换效率以及工艺改进,最终成本仍有30-40%的下降空间;逆变器成本从2008年以来下降了80%,经过调研,我们认为逆变器经过结构优化等手段,成本仍有30-40%的下降空间。

  综合来看,我们认为2016年以后分布式光伏度电成本有望下降到0.6元以下,达到目前居民侧用电成本,工商业用户在没有补贴的情况下仍能获得8%以上的内部回报率,分布式光伏逐步摆脱补贴,分布式光伏进入发展的第三阶段(见分布式光伏深度报告:《静待星星之火,燃起燎原之势》),市场将迎来一场真实需求推动的盛宴。

  图表30 2016年以后分布式光伏有望进入居民侧平价上网时代

  (四)优先补贴分布式,可再生能源基金缺口无碍行业高增长

  根据我们中性情况下的新增并网量测算,从2015年开始,可再生能源基金将面临巨大的缺口,我们认为未来继续上调可再生能源电价附加是大概率事件。考虑到国家政策对分布式光伏的侧重以及能源局领导的讲话,可再生能源基金将首先满足分布式光伏的补贴需求,就目前的测算结果来看,即使可再生能源电价附加不上调,也足以满足分布式光伏的补贴需求。

  此外根据新能源成本下降趋势来看,风电、光伏补贴均会随成本不断下降而逐步下调,我们预计2020年前风电有可能完全平价上网,光伏在2020年左右在售电侧能实现平价上网,完全摆脱对补贴的依赖。因此我们认为可再生能源基金目前的缺口无碍分布式光伏装机高速增长。

  图表31 2014-2020年可再生能源基金缺口(未考虑补贴下调)

  四、投资建议

  配额目标下,非水可再生能源装机缺口超过200GW,我们从能源属性、投资者收益、成本等角度综合分析,认为分布式光伏是配额制下弹性最大的品种。在配额目标压力下,各地方政府会有足够动力深度参与到行业中来,协调解决分布式光伏发展过程中遇到的问题,推动类似于“嘉兴模式”的商业模式形成,分布式光伏建设开始放量,企业盈利水平大幅提升,行业有望迎来一轮由EPS上升催生的趋势性行情。

  配额制将地方政府、电网企业纳入责任主体,促使其尽力消纳新能源电力,解决目前新能源消纳难题,降低新能源“弃电率”,考虑到运营环节利润水平对“弃风限电率”高度敏感,未来随着弃风率下降,风电场运营净利润有望较目前提升35-70%,业绩大幅提升的预期将推升行业估值水平。

  (一)行业推荐逻辑

  图表32 运营环节和分布式光伏受益明显

  1)配额制下,新能源装机继续维持高增长:配额制将电网企业、地方政府纳入义务主体,能有效解决目前行业中面临的“并网、消纳”难题,促进行业健康发展。根据我们对不同配额比例所做的情景分析来看,中性情况下,到2020年风电、光伏年均新增装机量在20GW、16GW左右。

  2.)分布式光伏未来三年复合增速超50%,推动企业盈利大幅提升:从能源属性、投资者收

  益、投资成本等角度综合分析,分布式是配额制下弹性最大的品种。在地方政府和电网企业的大力推动下,形成可异地复制的成熟商业模式,推动装机量爆发式增长,我们预计分布式光伏年均新增装机将从目前的3-4GW增长到10GW,未来三年复合增速50%。

  3)运营环节受益于消纳难题破解,风场运营利润弹性更大:以目前平均10%的弃电率为基准,我们经过测算,弃电率下降到5%以下,光伏电站和风场运营净利润提升幅度分别在15%、30%以上,相对来说,风场运营利润弹性更大。我们认为随着风场运营利润大幅增加,风场运营企业有望迎来一轮由盈利提升带动的趋势性行情。

  (二)板块标的选择标准

  分布式光伏企业核心竞争力为屋顶资源和融资能力

  分布式光伏项目采用备案制,与地面电站的审批制不同,因此路条资源并非核心资源。分布式光伏多数需要在屋顶上建设,对屋顶的承重、防水等质量要求较高,而国内由于前几年的金太阳工程推广,优质屋顶已所剩不多,随着分布式光伏建设的加速推进,好的屋顶资源必然会成为稀缺资源,拥有更强的屋顶使用权获取能力意味着更强的项目建设能力。

  分布式光伏初始投资成本7.5~9元/W,项目的批量建设对企业资金需求较大,尤其在公司无法短期内出售光伏电站时,资金容易成为业务拓展的瓶颈。因此,企业的融资能力也将成为未来行业竞争的核心竞争力。

  因此,我们认为,分布式光伏领域的核心竞争力在于屋顶资源和融资能力,对分布式光伏板块标的选择即侧重于这两方面进行分析。 

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