售电电价
。这中间有一些利益，但这种做法仅仅是市场行为，对电网运行有微弱改善，但对供给侧没多大影响，整个能源格局不会发生任何变化，而且这种做法在现货市场建立后峰平谷电价将推出历史舞台，用储能参与市场风险可能很大
。未来整个能源结构的变化，化石能源会逐步减少，我国最大的第一个是气，第二个是光伏。如果未来是稀缺资源，意味着这些价格会非常贵，那我们的低谷电价会低吗?这时候用这个进行峰谷的电量置换来获利，是有巨大风险的
问题;
3、光伏与储能、充电桩结合，光伏与节能结合：广东元一能源这方面做得很好;
4、分布式光伏售电：广州九洲能源非常有经验，这个今后是方向;
5、运维：目前的分布式户用比较分散，有难点就有
这个群体。
三、广东省光伏形势分析
广东省以前由于地少，产业少没有发挥优势，如今由于光伏产品价格下降，国家更多鼓励发展分布式光伏及户用市场，广东经济发达，电价比较高，人们有先进的理念，是一个非常好的
跨区协调组织(OCCTO)，统筹全国跨区输电调度;第二阶段，完全放开电力零售市场，实现发电和零售业务自由化;第三阶段，输电和配电环节实现法定分离，取消零售电价管制。
日本电力系统经历了一系列改革后
，日本电力市场的路径也是从售电侧开放着手，并实现发电与输配电的法定分离。
日本电力工业于1995年开始了初级电力工业改革的进程，首先是对《电气事业法》进行了重大修改，主要内容是放开发电侧竞争，允许独立
分布式储能，分布式储能不同于集中式储能，主要是就近负荷，不升压、不远送，主要是体量比较小的分布式储能系统，我们电价、负荷、商务这样的广义定义。那么根据并网的划分，像这个图，这个是消费者场内有负载电压器，这个是
电网和储能同时向光储应用。还有其他的模式，隔墙售电、智慧城市、力能作用，买电转租赁几种模式的开发。
下面具体介绍一个应用案例，目前我们示范电为主，体量较小，铅碳电池和锂电池为主，调功能暂且不用，对监控
几个因素。
其一，中国电价比不少东南亚国家的电价低。我们经过公开数据发现，以2017年为例，中国各类型发电成本分别为：火电约0.37元/千瓦时;水电约0.26元/千瓦时;风电约0.56元/千瓦时;核电
约0.4元/千瓦时。综合中国各发电类型占比，中国发电平均成本约为0.38元/千瓦时。考虑到中国出口电力类型主要为火电、水电，其中火电与水电比例约为3：1的因素，我们通过以下公式： 中国售电成本
合同约定执行。实行峰谷分时电价的用户,继续执行峰谷分时电价政策。 针对发用电量偏差处理,发电主体实际年发电量多余部分由电网企业按当期直调煤电标杆上网电价收购;不足时由交易用户与发电主体(售电公司)在
设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用;
独立核算的售电公司的成本费用;
其他与输配电业务无关的费用。
国家发展改革委《输配电定价成本监审办法(修订征求意见稿)》
本文件的出台，实际上
《输配电定价成本监审办法(修订征求意见稿)》公开征求意见。文中明确抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电定价成本。
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合同约定执行。实行峰谷分时电价的用户,继续执行峰谷分时电价政策。 针对发用电量偏差处理,发电主体实际年发电量多余部分由电网企业按当期直调煤电标杆上网电价收购;不足时由交易用户与发电主体(售电公司)在
双方合同约定执行。实行峰谷分时电价的用户，继续执行峰谷分时电价政策。 针对发用电量偏差处理，发电主体实际年发电量多余部分由电网企业按当期直调煤电标杆上网电价收购;不足时由交易用户与发电主体(售电
月发布的《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》中提出：
优先发电价格按照保量保价和保量限价相结合的方式形成;
实行保量保价的优先发电计划电量由电网企业按照政府定价收购，
实行保量限价的
优先发电计划电量通过市场化方式形成价格。
政府定价部分的优先发电计划比例应逐年递减，当同类型机组大部分实现市场化方式形成价格后，取消政府定价。
通过竞价招标方式确定上网电价的优先发电机组，按照招标形成的
