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传统计划电量制的中长期交易，现货试点仍在起点和方向问题上挣扎;零售市场在放的背景下显得多少有些无所适从。另一方面，电价传导机制仍不通畅，既有输配电价核定本身的原因，也有执行落实方面的问题。所以，十三五
，增加了按合同结算的复杂性。尽管中长期交易规模不断扩大，但仍无法真正地实现发现价格功能，因为既缺乏定价的基准，也没有流动性，双边交易只是一锤子买卖，产生了不同于原来由政府计划的电量和价格。然而，相关政策

为贯彻落实党中央、国务院关于进一步深化电力体制改革和价格机制改革的决策部署，持续推进电价改革，进一步提升输配电价核定的规范性、合理性，完善输配电价定价机制，近日，国家发展改革委在深入总结第一监管周期

。根据中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟数据的统计，截至2019年三季度，中国已投运储能项目累计装机规模为31.69吉瓦，电化学储能的累计装机规模达到1.27吉瓦。但在下半年，受《输配电
定价成本监审办法》等政策和市场因素影响，电化学储能的增速明显放缓。在此情况下，储能行业需要如何调整方向、迎接挑战? 电力仍是方向储能在十三五前几年的最大突破，无疑是真正从示范走进商业化初级阶段

储能电站纷纷上马。2018年国内电网侧储能新增投运规模超过200MW。发改委新政明确储能不纳入输配电成本。2019年5月，国家发改委正式印发《输配电定价成本监审办法》，明确抽水储能电站、电储能
电池储能。相比抽水蓄能等机械储能，电化学储能受地形等因素影响较小，可灵活运用于发电侧、输配电侧和用电侧。相比电磁储能，电化学储能的技术更为成熟、成本更低，商业化应用范围更广。同时，随着近年来成本的快速

在补贴拨付优先顺序上也是光伏扶贫排第一，户用光伏排第二! 所以，永远不要怀疑国家对户用光伏支持的态度和决心。光伏创收渠道规则越来越清晰今日，发改委官网连发两份新政《省级电网输配电价定价办法
》、《区域电网输电价格定价办法》，持续深化电价改革，进一步提升输配电价核定的规范性、合理性。文件详情请参见今日推送第二条。这两份文件跟光伏有什么关系呢? 这就要说到分布式光伏市场化交易了。现在广东

电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)、《关于推进价格机制改革的若干意见》(中发〔2015〕28号)决策部署，持续深化电价改革，进一步提升输配电价核定的规范性、合理性，经商国家能源局，对《区域
电网输电价格定价办法(试行)》(发改价格〔2017〕2269号)作了修订，形成了《区域电网输电价格定价办法》。现印发你们，请按照执行。附件：区域电网输电价格定价办法.pdf 国家发展改革委 2020年1月19日

需的相关数据，按照国家网络安全有关规定实现与电力交易机构的数据交互; (五)按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算; (六)按政府定价或政府相关规定向优先购电用户以及
交易。执行政府定价的优先发电电量和分配给燃煤(气)机组的基数电量(二者统称为计划电量)视为厂网间双边交易电量，签订厂网间购售电合同，相应合同纳入电力中长期交易合同管理范畴，其执行和结算均须遵守本规则

; (五)按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金及附加等，按时完成电费结算; (六)按政府定价或政府相关规定向优先购电用户以及其他不参与市场化交易的电力用户(以下统称非市场用户)提供供电服务
价格水平或价格机制;政府未确定价格水平或价格机制时，采用市场化机制确定价格。新投产发电机组的调试电量按照调试电价政策进行结算。第三十九条市场用户的用电价格由电能量交易价格、输配电价格、政府性

价水平;合理确定关键核价参数，科学修订输配电价定价办法，在降低社会用能成本的同时，保障电网企业可持续安全保供和履行社会责任的能力。二是推动煤电板块稳步转型。利用国内国际两个市场稳定电煤供应，平抑电煤价
本。进一步加强全国统一电力市场的顶层设计和统筹协调，科学规划设置不同范畴的交易品种，发挥市场对资源配置的决定性作用;结合各地电网发展阶段、电网运行特性、电价承受能力等实际情况，差异化核定第二监管周期输配电

资产的保值增值?带有垄断性质的，公共基础服务中准许成本+合理收益是基本的定价原则。如果我们说输配电价的核定很奇葩，将来的增量配电网价格的准许成本也会让你纠结，谁会是既得利益者?合理收益要完全剔除
输配电价+配电价格+基金及交叉补贴，同时规定用户终端价格不能高于直接接入本级电压等级的价格。上网电价，输配电价，基金及补贴都已经划定，那配电价格的空间又将何在?投资业主及资本的投资收益能否保证?谁来保证

。若将储能纳入发用电资源管理，电网企业作为独立于竞争性市场的网络运营商自然无法将储能纳入业务范围，也就牺牲了储能在输配电领域的应用价值。将储能定位为发用电资源也将产生一系列定价问题，例如支付超额过网费
费用。但对电力系统整体而言，储能并不产生发用电需求，要求其承担与发用电主体相同的辅助服务成本存在争议。同理，储能充放电定价中的各类政府性基金和电价附加也存在类似问题。因此，有必要在发电、输配电、用电

2019~2020年建设投运的电网侧储能项目装机功率约达1000兆瓦。但是，电网企业推动储能项目建设的决心和态度主要取决于储能是否计入输配电定价成本。2019年5月28日，国家发展改革委正式发布新修订的
《输配电定价成本监审办法》明确指出，抽水蓄能电站、电储能设施不得计入输配电定价成本。电网企业推动建设储能项目的积极性明显降低，一批已经规划或者将要规划的电网侧储能项目无奈暂缓甚至取消。电网侧储能随即