售电侧

，因为风电的上网电价低，由上网向售电侧转变后，变化的边际效应最大。三、光伏、风电跨入市场化新时代1、政策驱动转向市场驱动16年之前光伏行业需求的催化剂是政策，但是17年以来分布式光伏的井喷，行业
输配电价平均为0.1元/度左右，售电价格合计约0.5元/度，但按照最终版本，全额上网可获0.85元/度的电价，保障不参与电力交易光伏企业利益的同时，也加大电网促成市场化交易的积极性;(3)过网费标准

，分布式光伏有较高的收益率，将可以实现用户侧平价上网。对于持有大量地面分布式光伏电站却受困于补贴拖欠的企业来说，可以通过“隔墙售电”模式获得稳定的现金流收入，大大改善公司的资金运转。根据规划，2018年6
2017年中国光伏装机又大幅度增长，短短九个月又带来近300亿元的补贴需求。根据政策，给予新能源的补贴应该由销售电价中征收的可再生能源附加费进行补偿，但从可再生能源附加费获得的补贴明显跟不上新能源发电增长的

分布式光伏的度电收入(并网而非自用)可由原来的0.8元/度电左右提升至1元/度以上(补贴按下限计算);风电度电收入从0.58元/度提升至0.77元/度，提升的幅度更大，因为风电的上网电价低，由上网向售电侧
，全额上网电价由煤电标杆电价+输配电价，调整为各类发电标杆电价，且电网获得补贴需扣除最高电压输配电价;以三类地区为例，按照征求意见稿，煤电电价约0.4元/度，110V输配电价平均为0.1元/度左右，售电

市场试点工作安排, 现就电储能参与辅助服务市场化交易的具体事项通知如下:一、加强引导,明确电储能参与辅助服务的基本要求(一)参与主体。发电企业、电力用户、售电企业、储能运营企业等均可参与辅助服务
电网运行情况, 首批调峰试点容量规模初步确定为不超过30万千瓦,其中：联合调峰项 目总容量不超过10万千瓦,主要在用户侧试点,试点项日数量暂不受限制;独立调峰项目总容量不超过20万千瓦, 试点项日数量5个

基本要求(一)参与主体。发电企业、电力用户、售电企业、储能运营企业等均可参与辅助服务,电网企业直接或间接参与投资建设的电储能设施暂不得参与。(二)参与品种。包括调峰和调频,调峰是指电储能设施以低谷用电和平
经验的业主和技术路线。(二)坚持规模适度。根据山西电源结构和电网运行情况,首批调峰试点容量规模初步确定为不超过30万千瓦,其中：联合调峰项目总容量不超过10万千瓦,主要在用户侧试点,试点项日数量暂不

隔墙售电模式下，分布式光伏有较高的收益率，将可以实现用户侧平价上网。对于持有大量地面分布式光伏电站却受困于补贴拖欠的企业来说，可以通过隔墙售电模式获得稳定的现金流收入，大大改善公司的资金运转。根据规划

度电收入从0.58元/度提升至0.77元/度，提升的幅度更大，因为风电的上网电价低，由上网向售电侧转变后，变化的边际效应最大。 三、光伏、风电跨入市场化新时代 1、政策驱动转向市场驱动 16年
输配电价平均为0.1元/度左右，售电价格合计约0.5元/度，但按照最终版本，全额上网可获0.85元/度的电价，保障不参与电力交易光伏企业利益的同时，也加大电网促成市场化交易的积极性; (3)过网费

跟随规模持续急剧扩大。理论上说，给予新能源的补贴应该由销售电价中征收的可再生能源附加费进行补偿。2012年中国可再生附加费为0.015元/千瓦时，2016年提高至0.019元/千瓦时。依此计算，2012
，也可能是比较大的“补贴”。因此，新能源的扩张必然带来补贴迅速增加。不同的解决方式导致有两个现象：一是销售电价的快速增长(如德国);二是维持高补贴(中国)难以抑制低效装机，弃风弃光现象难以避免。德国的

总额仍然跟随规模持续急剧扩大。理论上说，给予新能源的补贴应该由销售电价中征收的可再生能源附加费进行补偿。2012年中国可再生附加费为0.015元/千瓦时，2016年提高至0.019元/千瓦时。依此计算
增长，也可能是比较大的补贴。 因此，新能源的扩张必然带来补贴迅速增加。不同的解决方式导致有两个现象：一是销售电价的快速增长(如德国);二是维持高补贴(中国)难以抑制低效装机，弃风弃光现象难以避免

补贴总额仍然跟随规模持续急剧扩大。理论上说，给予新能源的补贴应该由销售电价中征收的可再生能源附加费进行补偿。2012年中国可再生附加费为0.015元/千瓦时，2016年提高至0.019元/千瓦时。依此
比例的增长，也可能是比较大的补贴。因此，新能源的扩张必然带来补贴迅速增加。不同的解决方式导致有两个现象：一是销售电价的快速增长（如德国）；二是维持高补贴（中国）难以抑制低效装机，弃风弃光现象难以避免