市场化售电

突出。增量配电业务改革的一大突破就是为社会资本打开了大门，有序向社会资本放开配售电业务也是本轮电改的重点任务之一。在开放过程中既要避免固有利益方的强势导致的不公，也要规避过度市场化竞争导致的违规问题
，不再履行招标程序;此外所有新增配电网项目，均应依照《招标投标法》及其《实施条例》的有关规定，通过招标等市场化方式公开、公平、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。任何

产业创新体系。抓好智慧能源创新平台核心载体建设，拓展公共服务平台支撑创新网络，建立市场化创新方向选择机制和鼓励创新的风险分担、利益共享机制。依托高校、科研院所或优势企业，开展应用基础和产业化共性重大
措施，汇聚经济社会发展新动能，促进光伏应用创新项目加快发展。鼓励金融及监管机构实施促进可再生能源等清洁能源发展的绿色信贷政策，探索建立售电收益权和项目资产作为抵押的贷款机制。完善分布式光伏发电创新金融

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
管理工作,主动为电储能设施参与调峰调频服务提供必要的支持,积极协助解决 试点过程中存在的问题, 并及时报告山西能监办。电储能设施独立参与市场化辅助服务的运行管理、储能容量电费等标准,最迟于 2018年4月

、省经信委、省电力公司,在征求调度、交易和发电企业意见的基础上,结合山西下一步辅助服务市场试点工作安排,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

划分不明确和指定招标两个问题最为突出。增量配电业务改革的一大突破就是为社会资本打开了大门，有序向社会资本放开配售电业务也是本轮电改的重点任务之一。在开放过程中既要避免固有利益方的强势导致的不公，也要
规避过度市场化竞争导致的违规问题。第二批试点通知强调了不得指定投资主体，指出试点项目应当向符合条件的市场主体公平开放。其中，已投资、建设和运营的存量配电网，应按照依法保护产权的原则，由项目投资者向地

。而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
可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴，所以绿证强制约束交易的执行也将可以一定程度上缓解补贴拖欠压力。另外，分布式隔墙售电模式的推广也有望缓解补贴拖欠压力，因为在

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
交易中。 (2)市场化交易提高分布式盈利性 市场交易主要有三种模式：与电力用户直接交易、电网代售、电网收购;分布式光伏、小规模风电企业若参与市场交易，以光伏三类地区(华东、华南为例)，售电

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