定价机制
储能产业在创新求变中赢得新的突破，也遇到意想不到的挑战。让我们一起来盘点一下最值得关注的几大新闻吧!
可再生能源配额制出台，建立电力消纳的长效机制
2019年5月，备受市场关注的可再生能源配额制终于
落地。国家发展改革委和国家能源局5月15日下发的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，提出按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源消纳责任权重，以及各省级行政区域必须达到的最低消纳责任
。储能的充放电在绝大多数情况下有助于缓解而非加重线路阻塞，其充放电定价机制理应与传统发用电资源区别对待。又如，目前国内辅助服务费用主要由发电方承担，未来或传导至用户侧，纳入发用电资源的储能势必分摊相关
务之急，而实现储能多重应用是提升其经济性的根本途径，这就需要在体制机制层面做出一系列政策调整，本文就此提出三点建议。
一、明确储能第四类电力资产属性
储能本质上提供的是一种能量转移服务，而非一般发用电资源
储能更恰当的身份，制定相应的规则和定价机制。 另据CNESA全球储能项目库初步统计，从2019年四季度开始，市场似乎已开启增速引擎;全球2020-2022年电化学储能新增投运规划超过16GW，市场
价值的了解，以调整监管政策，给储能更恰当的身份，制定相应的规则和定价机制。 另据CNESA全球储能项目库初步统计，从2019年四季度开始，市场似乎已开启增速引擎;全球2020-2022年电化学储能新增
。储能的充放电在绝大多数情况下有助于缓解而非加重线路阻塞，其充放电定价机制理应与传统发用电资源区别对待。又如，目前国内辅助服务费用主要由发电方承担，未来或传导至用户侧，纳入发用电资源的储能势必分摊相关
务之急，而实现储能多重应用是提升其经济性的根本途径，这就需要在体制机制层面做出一系列政策调整，本文就此提出三点建议。
一、明确储能第四类电力资产属性
储能本质上提供的是一种能量转移服务，而非一般发用电资源
平均值0.4个百分点，预计全年增长7.5%左右。
(二)突出项目建设，有效投入持续扩大。严格落实四督四保、五项机制和三查三单等重点项目工作机制，全力推进桂花苑安置房、城区史河防洪通道提升改造、乡镇
条。二是加快信用体系建设。今年以来，我委加快推进信用信息公开，不断完善社会信用体系运行机制，各项工作取得显著成效。截至11月，开展了2次诚信建设活动，向智慧六安平台和信用金寨门户网站上传信用数据2.6
安全风险联合管控等四项机制,不断强化区域大电网运行风险管控;福建能源监管办强化安全理念培育和安全文化建设，被国家能源局推荐为2019年全国安全生产月活动先进单位;四川能源监管办连续8年开展防范地质灾害应急演练
亿千瓦时，发电企业获得补偿费用约260亿元。
认真落实国务院减税降费工作任务，督促电力企业贯彻落实降低一般工商业用电价格等政策，联合开展第二监管周期输配电定价成本监审等工作。同时，开展灵绍特高压
无源之水。
雪上加霜的是，今年4月，国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法(修订征求意见稿)》，明确充电桩、三产、售电、抽水蓄能、电储能设施乃至综合能源服务等与输配电业务无关的费用，不得计入输配电
定价成本，这意味着此前市场期待的输配电价还不能成为储能行业新的可行商业模式。年底，国家电网一纸《关于进一步严格控制电网投资的通知》更是将电网侧电化学储能投资打入严禁之列。
困难中找方向，迷茫中谋出路
加速度，加速拉开企业间的竞争距离。
由于时代和产业背景变化太快，光伏企业难免面对这样的困惑：
2020年以前实现光伏企业价值的非市场化贴虽然取消了，2020年以后实现光伏企业价值的市场标准、定价机制
、交易市场、绿证和碳交易等市场化机制却还没建立起来;
2020年以前决定光伏发电并网标准的行政办法不存在了，2020年以后决定光伏发电并网标准的电网企业规则还未形成。光伏新能源企业希望分担因为不稳定
，2019年4月，国家发改委发布了《输配电定价成本监审办法(修订征求意见稿)》，明确充电桩、三产、售电、抽水蓄能、电储能设施乃至综合能源服务等与输配电业务无关的费用，不得计入输配电定价成本，这意味着此前
宽至2020年12月31日，建立逾期投运项目电价退坡机制。若在2019年内并网投运，其电价将降低0.01元/千瓦时，且随着并网时间的延迟，电价将进一步降低。
在未来上网电价尚不明确的情况下，企业无法
