区域电改

断完善电力辅助服务补偿机制。 自2015年电改9号文将建立辅助服务分担共享新机制作为推进电力体制改革的重点任务以来，经过三年时间，目前，电力辅助服务市场机制已在东北、华北、华东、西北、福建、山西、山东
共146.16亿元。其中，东北、福建、山西、宁夏、甘肃等正式运行的电力辅助服务市场交易费用共36.6亿元，占全国电力辅助服务总费用的25.1%。 从电力辅助服务总费用来看，费用由高到低的区域依次为

进入市场的玩家才有钱赚，后进入者只能寻找新市场进行区域复制。 相比国外，国内储能应用于调频辅助服务领域机遇与挑战并存。 从机遇来看，在电改的大背景下，东北、福建、甘肃、新疆、山西、宁厦、京津唐、广东

这类公司主要是重资产企业，规模相对较大，以大型国企为主。一类是传统能源企业转型，另一类以产业链延伸为主。配售电改革给部分传统能源企业提供了转型和延长产业链的机遇，也为部分新能源企业提供了资源整合和
升级的契机，推动公司由单一能源供应商向综合能源服务商转变，打造新的利润增长点，提升公司市场竞争力。与传统能源公司相比，新型的能源服务公司直接面向用户或增量能源市场(新开发的区域里建立新的能源基础设施

，目前两部制电价中只有对于大工业用户的容量电价，对于微网或增量配网还没有明确的说法。 基于新一轮电改激发社会资本活力的改革导向，在低电压端增量配网改革中，电网公司一方面忍痛割肉，另一方面在特高压前期
辅助服务市场的电力市场建设，无论从哪个角度来说，都是基于价格信号产生的积极调整。 新一轮电改之前是电力系统内部的改革，9号文的印发，是电力系统与用户的共同参与的革新。微网的基因决定了其多重身份的特性，不仅

电改9号文关于建立辅助服务分担共享新机制精神，国家能源局2017年底出台《关于完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》（国能发监管〔2017〕67号），要求加大备用补偿力度，鼓励发电企业通过竞价提供
辅助服务；2018年初，国家发展改革委、国家能源局出台《关于提升电力系统调节能力的指导意见》（发改能源〔2018〕364号），要求加快推进电源侧调节能力提升，区域电网内共享调峰和备用资源，完善电力辅助

电量，政策性交叉补贴予以减免。 阳光解读：依据电改〔2015〕9号文规定，参与电力市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金三部分组成。本通知指出要降低就近直接交易的
输配电价及收费，无疑将使风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目所发电量更具价格市场竞争力。 八、扎实推进本地消纳平价上网项目和低价上网项目建设。接入公共电网在本省级电网区域内消纳的无补贴风电、光伏发电

支持政策。 看点三：哪些地方可以做 由于考虑到要保障项目消纳，只有光伏市场环境监测评价结果是绿色的省份可以开展;另外，跨区域输电通道(特高压)项目，如果受端省份是绿色地区，也可以做。 根据国家
! 看点五：固定电价，20年稳定收益 我国正在进行电改，所有类型的项目将逐渐开始参与市场化竞争，可能5年以后就没有脱硫煤标杆电价的说法!如果这种情况发生，试点项目的收益该如何保障。为了保障试点项目有

国电力管。看到中国的电改，他们也想改，曾经他们也想民营化，也想做厂网分开，但立即引起了法电职工罢工，法国政府就不敢改了。 第二个例子是日本，日本和中国不太一样，每个区域都没有能源，不像中国有一些
。电网从六大区域电网基本互不相联到形成包括西藏和海南岛在内的全国联网。 但毋庸讳言，对电力体制改革是否成功仍争议不断。也有人认为电力体制改革停滞不前，甚至认为不成功。在更广泛的油气、煤炭、新能源领域

，实现基于规则的现代监管的里程碑事件，同时还关系着电力市场化改革、增量配电改革、售电侧改革等其他专项改革的推进进程。 2018年8月，由中国电力企业联合会牵头，联合电网企业、发电企业共同组成调研
，首轮省级电网输配电价已核定公布，区域电网定价在省级电网输配电价核定基础上作了进一步明确，专项输电线路工程定价办法对价格计算方法和价格形式作了规定，地方电网和增量配电网的定价办法、调整机制和结算制度

丰富的西部区域。而分布式光伏在国内的发展可以说是从2007年才开始的，金太阳工程与光电建筑应用示范工程启动,国家先后组织四期项目招标，涉及项目规模合计6.6GW ,极大的推动分布式光伏的发展。直至
2012年底分布式光伏的装机比重首次超过光伏电站的50%。经过几年固定上网电价政策的摸索，我国开始对分布式光伏出现明显的政策倾斜，2014年国家发改委开始针对不同光照资源区域定制三档上网电价，而分布式光伏