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企业绿电采购提供了新的模式。低电价加上定价更灵活的绿证有望帮助购售两端签署更长期的购电合约，让用电侧成为未来可再生能源发展的直接推手。彭博新能源财经 2019、2020年的装机预测光伏：在其
，他们承担了确定市场规模、降低非技术成本、签署购电协议、保障全额收购等重要任务。无补贴政策的落实仍面临以下几个问题： 1. 地方政府支持可再生能源发展的主要动力之一是项目可以带来投资并拉动就业，此外

投资建议行业观点整体判断：我们认为光伏行业已在2018年经历了平价上网大规模实现前的最后一轮景气调整，两年内将迎来全球范围内发电侧平价逐步实现后的新一轮快速增长期，龙头公司仍有
，组件需求达到低谷，2019~2021年需求13~20GW。欧盟MIP限价取消，发电侧平价普遍实现，刺激未来两年需求增长至15~20GW。印度高规划、强日照、缺电背景下，装机潜力巨大。此外，澳洲、墨西哥

，但标杆电价的下调幅度小于技术进步带来的发电成本的下降幅度，光伏电站的收益率得到提高，德国的光伏装机需求因此保持了强劲增长态势。2006年，西班牙效仿德国，引入购电补偿法，对发电量小于100KW的
实现供电差额的补偿与外送，包括包括工商业分布式电站、用户侧分布式电站以及扶贫光伏电站中的村级光伏电站扶贫。较集中式光伏电站而言，分布式不受地域限制，可以就近发电、就近并网，就近转换，就近使用。因此

价格。因此，对于这类项目，地方政府和电网在落实特别是20年的购电合同上面是需要有一个比较关键的角色的。对于这个跨省的基地项目，就像我刚才讲的，跟前面的本省内的项目是一样的，优先上网，全额保障收购
不变的情况下，产业链各环节距离发电侧平价的要求仅需5%-10%的降幅。此次政策从降低非技术成本、保障消纳、绿证交易、降低输配电价、市场化交易、金融支持等全方位多角度地对风电和光伏平价项目给予支持

，可考虑应按原电量和价格变为与电网签订的金融购电协议(以下简称收益保障协议)：现有的中长期协议同样变为金融协议。至此，所有电量都由金融协议覆盖，该合约不仅仅是保障价格的差价合约，而是同时明确了电量
多发还是少发，都是收益最大化的优化结果，从机制上减少了其报价作假、盲目争取发电小时数的风险。收益保障合同在市场调度和计划调度之间建立了缓冲带，将市场调度带来的变动暂时控制在发电侧，观察系统成本和

气体为燃料的内燃机、微型燃气轮机、太阳能发电(光伏电池、光热发电)、风力发电、生物质能发电等。分布式光伏发电是指建在用户需求侧，通过光伏组件将太阳能转化为电能的发电方式。 "断奶"的阵痛从
核定的各类发电的标杆上网电价收购电量。这其中的过网费是指电网企业为回收电网网架投资和运行维护费用，并获得合理的资产回报而收取的费用，其核算在遵循国家核定输配电价基础上，应考成分布式发电市场化交易

，都将会在产业变革和供给侧结构性改革中留下浓墨重彩的一笔。 No.9关键词：无补贴分布式光伏项目今年7月份，全国首个无补贴分布式光伏项目在江苏省常州市金坛经济开发区启动。据了解，该项目由永臻科技
意见稿，售电企业和电力用户协同承担配额义务。承担配额义务的市场主体第一类为各类直接向电力用户供电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司(简称配售电公司);第二类为通过电力批发市场购电的

依据《广西电力中长期交易基本规则(暂行)》及广西交易方案等有关文件要求，近日，南方能源监管局现场监管广西电力交易中心开展2019年年度长期协议交易，包括火电、核电在内的11家发电企业，购电侧359
格37.85分/千瓦时，平均成交价格38.56分/千瓦时，发电侧平均降幅3.38分/千瓦时，用户侧平均降幅约5.27分/千瓦时。发电企业、电力用户、售电公司之间逐渐形成互惠互利，和谐共赢的良好局面，部分

上的循序渐进，首先体现在电力市场化改革。从发电环节引入竞争，到近些年售电侧增量改革，再到考虑配电增量环节的市场化，未来可能还会在农电、存量售电上放开，最终实现输配分开，市场调节的领域和范畴在一步步扩大
售电侧市场; 第二，改变电网盈利模式，让电网公司从以往的购售电差价转变为成本加成合理利润的价格模式; 第三，在电网售电侧对社会资本开放，构建多元化售电主体，组建售电公司。 3 电力体制

购电价差降幅为省内统调公用燃煤电厂(20万千瓦以上煤机)中最大，若未达该要求，我公司按照省内统调公用燃煤电厂(20万千瓦以上煤机)中最大电价降幅为标准向贵公司补足价差电费。 6、根据我公司统一安排部署
、价差空间小。发电侧参与市场的条件先天不足，长期的经营亏损导致几无市场让利空间，售电公司如仅作为中间商依靠价差分成获利，盈利空间微小。二、售电侧竞争激烈。湖南电力市场起点高，第一批准入的售电公司就达

95%以上。全国核电实现安全保障性消纳。点评：能源局在继续促进可再生能源发展的大前提下，工作重点向消纳侧倾斜。可再生能源发展的早期，政策通过补贴等手段在发电侧发力，尽量增加可再生能源装机。经过10
年努力，无论是人力资源、地方政府的配合、金融机构的熟悉度都已经基本磨合完毕。接下来，国家能源主管部门将进一步放开发电侧的管理，让渡给地方政府，前提就是地方政府积极的参与到解决消纳的工作中来，解决当前的

11月，中标电价低至1.77美分/千瓦时，即使加上可再生能源绿色电力证书收益(约3美分/千瓦时)，光伏发电项目实际收益也仅折合人民币0.3元/千瓦时左右;美国光伏发电的购电协议(PPA)电价也大多在5
，这一水平已经低于德国电网平均购电价格。我国自2015年开始对光伏领跑基地实施招标确定项目开发企业，自2016年对普通光伏电站和光伏领跑基金全面实施项目招标确定开发企业和上网电价。当年第二批

电价 + 输配线损 + 政府性基金及附加 1电价、发电侧交叉补贴与补贴的性质不同 1、电价一次分配，即通过市场实现的收入分配。由于电力市场尚未市场化，现行执行政府定价的发电定价机制都是按
统购统销的体制下制定的，不同发电方式按照8%全投资收益率下的平均发电成本出售给电网。 2、发电侧交叉补贴不同发电方式成本不同，制定的电价不同，卖给省电网后，由电网作省内平衡分配，实现上网侧的低价电源

生产自用，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金及附加等; (四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下按调度机构要求安排用电; (五)遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定
转让不额外收取输电费和网损。第二十八条双边交易价格为发电侧价格，挂牌交易价格为代理用户的省级电力公司或售电公司提出的挂牌交易发电侧价格。用户侧购电价格由交易价格、国家价格主管部门批复的输配电价

，这也使得江苏今年储能产业在电网侧、用户侧全面爆发。目前已披露的落地及在建规模，已超过1GWh。与此同时，江苏电力的巨大缺口，需要通过大量采购外省电来加以弥补。这些外购电，大多数通过锦屏苏南、锡林郭勒
周边省市进行跨省电能置换、实施负荷侧需求响应等手段缓解电网调峰压力，实际执行中主要存在以下问题：一是发电企业参与调峰积极性不高。虽然两个办法对发电企业参与有偿调峰予以一定补偿，但不足以补偿发电企业

各类直接向电力用户供电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司(简称配售电公司);第二类为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类承担与其年售电量相对应的配额，第二类承担
可再生能源发电企业与省级电网企业签署明确的跨省跨区购电协议的，根据协议实际执行情况计入受端区域消纳的区域外输入可再生能源电量。其他情况按以下方法处理： 1)独立点对网跨区输入可再生能源发电项目

瓦、并网风电1.8亿千瓦。电力供应主要特点有：一是发电结构绿色化转型持续推进，煤电装机比重继续下降。在国家推进供给侧结构性改革、推动化解煤电过剩产能等背景下，电源结构继续优化。全国主要发电企业
、输配电价改革持续扩大、售电侧竞争机制初步建立、发用电计划有序放开以及电力现货市场平稳推进。但由于电力市场机制尚不完善，科学合理的电价机制尚未形成等原因，给电力企业平稳发展和健康经营带来严峻的挑战。建议

瓦时，同比增长24.99%。外购电量中：三峡电量49.82亿千瓦时，同比增长1.91%;葛洲坝电量4.31亿千瓦时，同比增长1.91%;华北特高压电量6.63亿千瓦时，同比下降12.65%;西北
74.18万千瓦，同比减少43.41%。 4.电力直接交易情况。9月份，我省首次采用发用电侧双向挂牌方式进行电量交易，分集合竞价和双挂双摘两个阶段，全省10家统调火电企业和28家售电公司参加，共成交

企业方利益，利用市场化手段引导自备电厂参与新能源消纳。牵头单位：市工信委、市发展改革委、市供电公司;配合单位：相关企业。 3.开展新能源直购电交易。鼓励新能源参与电力直接交易，着眼降低工业用电
，组织实施电力直接交易，有效降低实体经济用能成本。建立有偿调峰机制，引导发电企业主动调峰，培育具有需求侧响应能力的用电负荷，优化统筹全网调节资源。推进售电侧改革，有序放开发电计划。加快电力现货市场建设

侧、用户侧平价上网的目标，并要求发电侧成本进一步下降30%、40%;要求到2020年风电实现并网侧平价上网。由于成本的下降，以及便利性、清洁性优势，以光伏、风电为代表的新能源将成为未来电力领域的主宰
零售电力和政府采购电力必须100%来自可再生能源和零碳能源;瑞典计划在2040年实现100%清洁能源发电;与此同时，德国、葡萄牙等国家和地区相继实现发电100%可再生能源覆盖的里程碑事件。种种迹象表明