光伏售电量

近日，中电联发布《2018年三季度全国电力市场交易信息简要分析》。2018年1-9月，大型发电集团光伏发电累计上网电量249亿千瓦时，占其总上网电量的0.9%;市场交易电量64亿千瓦时，市场化率为
瓦时，同比增长8.9%，电网企业销售电量41933亿千瓦时，同比增长10.5%(来源于中电联行业统计数据)。全国电力市场交易电量(含发电权交易电量)合计为14457亿千瓦时(来源于中电联电力交易信息

中广核新能源(01811)发布公告，2018年10月集团按合并报表口径完成售电量1170.1吉瓦时，较2017年同比增加30.7%。其中，中国风电项目增加4.6%，中国太阳能项目增加64.2
%，中国燃煤、热电联产及燃气项目减少39.9%，中国水电项目减少13.8%及韩国燃气项目增加67.0%。 2018年前10个月，集团累计完成售电量1.07万吉瓦时，较2017年累计同比增加24.2%。其中

刚刚，国家能源局发布《2018年前三季度光伏建设运行情况》显示，2018年前三季度我国光伏新增装机3454.4万千瓦，同比下降19.7%。其中，光伏电站1740.1万千瓦，同比减少37.2
%;分布式光伏1714.3万千瓦，同比增长12%。 我国光伏装机今年增速放缓，与5.31新政有一定关联。2018年6月1日，国家发改委、国家能源局、财政部联合下发823号文件规定，年内地面电站装机无指标

义务主体与配额指标区别? 第一类：国家电网公司、南方电网公司所属电力公司。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标。 第二类：地方政府所属电网企业。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域
配额指标。 第三类：配售电公司。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标。 第四类：独立售电公司。应完成的配额为售电量乘以所在省级行政区域配额指标。 第五类：参与电力直接交易的电力用户

市场化售电为切入点，各单位积极探索、先行先试，取得了良好的成绩，下一步要将电动汽车充电服务、光伏新能源、储能技术作为公司向综合能源服务转型的主攻方向，做好项目孵化、加强内部管理，助力公司加快向综合能源
服务商转型。 2018年以来，公司以云网能源公司为龙头，立足全省一盘棋，强化业务协同，构建了1+N综合能源业务布局，形成市场合力。截至9月底，公司市场化售电板块，完成市场化售电量194亿千瓦时，市场占比

长期以来，能源行业都是电厂集中发电，电网输电到终端用户，而分布式可再生能源(如风能和光伏)的出现和不断降低的成本正在改变这种状况。如今，电力越来越多地从低压和中压电网并入到高压电网。这种情况下
避免的成本更多)。这一正反馈的循环就像一个漩涡一样，最终会使电力体系崩溃。这一趋势，似乎是电网无法逃脱的宿命。 那么，这最终成为一个问题：到底何时会碰到死亡螺旋的顶点呢? 一个100%自给自足的光伏

高，从而导致较长时期内售电量较低，收入远低于预期。此外，一些小型配电企业相关标准有待提高，独立第三方机构的数量和专业能力也不足。 不过，在经过多年推进积极改革后，目前，全国所有省份均建立了电力交易
瓦时。2020年风电要实现平价上网，目前来看风电仍有190.65元/千千瓦时的距离。 近年来，尽管风电、光伏发电等新能源发展迅速，但由于资源富集地与电力消费地不匹配、技术因素以及体制障碍导致的新能源消纳

2018年是特殊年份，无论是光伏、风电，从能源局发布的最新政策来看，都在从固定补贴的时代逐步过渡到一个全面竞价、直至将来没有补贴的时代。在无补贴的情况下，在未来如何保证光伏发电市场份额，就是说所发
的电量和火电应该有一个怎样的竞争关系?并且光伏发电、风力发电的环境权益如何在市场经济中得到表现，是未来政策的重点。 10月25日，在第一届北极星光伏+研讨会上，中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎关于

2017年，全国发电企业平均综合厂用电率为5.52%，同比上升0.08个百分点。 2017年，全国发电企业平均上网电价为376.28元/千千瓦时，同比增长1.93%。其中，光伏发电最高，为
%;光伏发电、生物质发电平均上网电价为939.90元/千千瓦时、765.36元/千千瓦时，同比增长0.18%、2.73%。 2017年，电网企业平均线损率为6.72%，同比增长0.06个百分点。从