电力交易市场

消纳行动计划(2018-2020年)》，明确提出：到2020年，全国平均弃光率要控制在5%以内，对于重点地区，如新疆和甘肃，要限制在10%以内。针对性的破解措施有三方面，即电力交易市场化、电网配套建设与特高压外
。 其中又以甘肃省为甚，甚至前几年弃光率一度高达40.2%。究其根本，主要由于当地电力消纳能力不强、电网建设延宕、外送输电通道容量有限等问题。截至2018年9月，甘肃省新能源装机合计5078.01万千

%以内。针对性的破解措施有三方面，即电力交易市场化、电网配套建设与特高压外送通道。 此外，以电网接入条件和消纳能力为前提，合理确定年度新增建设规模，引导新能源开发布局向中东
40.2%。究其根本，主要由于当地电力消纳能力不强、电网建设延宕、外送输电通道容量有限等问题。截至2018年9月，甘肃省新能源装机合计5078.01万千瓦，是本地最大用电负荷的近3倍，富余电力主要通过

，如果我国可再生能源配额机制正式实施，达不到配额要求，企业完成配额的一个渠道是购买绿证，这会进一步扩大绿证市场。 三是交易市场不规范问题。目前各地电力市场在建设和推进中，但对于可再生能源仍有不规范
利于降低平价项目开发企业特别是民营开发企业的融资难度。对于银行及其他金融机构而言，如果平价项目没有这一政策，而采用电价随行就市，比如在电力市场中竞价，那么电价可能比固定的合同价格低，项目在未来二十年不能

减税降费有关政策，国家能源局南方监管局、广东省能源局组织广东电力交易中心、广东电网电力调度控制中心等相关单位对用户侧允许偏差范围调整进行了全面评估，评估主要基于2019年度广东电力交易市场
南方能监局、广东省能源局联合发布了《关于调整用户侧允许偏差范围》的通知，通知提到：将参与批发市场的电力大用户和售电公司允许偏差范围由2%调整为4%。 据悉，为进一步降低市场交易成本，积极响应国家

、增量配电网的投资建设与运营等方面做出了规定。 更为重要的是，此前配电业务的主体主要为国企，而此后，社会资本被允许进入到配电业务中。 这为光伏行业未来进入电力交易市场打下了基础。 而紧接着，国家能源局
措施强化清洁能源消纳目标的考核工作，对于风电、光伏以及水能利用率高于95%的区域和主要流域，其限发电量在合理范围内，不再计入全国限电量的统计范围。 4、电力市场化改革将加速，未来光伏跨省区交易市场

电量全额上网，并按照可再生能源监测评价体系要求监测项目弃风、弃光状况。风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书，通过
预期，如认可地方补贴，通过就近交易市场提高项目收益，优先发电权交易等。目前，我国绿色省份只有14个，主要集中在资源差的区域。在绿色省份开展光伏平价上网试点，切实起到弥补资源短板的效果。

电量全额上网，并按照可再生能源监测评价体系要求监测项目弃风、弃光状况。风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书，通过
预期，如认可地方补贴，通过就近交易市场提高项目收益，优先发电权交易等。目前，我国绿色省份只有14个，主要集中在资源差的区域。在绿色省份开展光伏平价上网试点，切实起到弥补资源短板的效果。

来配合的，特别是像发电权的交易这种是首次提出，这个对于电网组建全国电力交易市场也是比较大的一个挑战。 另外一个，大家比较期待的就是工商业屋顶，工商业分布式在2018年占到一半左右，量还是非常大的
，不要求参与跨区的电力市场化交易。过去也有一些特高压的项目，比如说像甘肃到山东，也曾经出现过对于风电、光伏的项目进行定价的要求，当时定的都是火电的部分，补贴的不动，对于无补贴的这种项目就很难提出这样的

试点; 2)通过就近交易市场提高项目收益。在文件中，明确试点项目就近交易时，不需要缴纳上一级的过网费!与用电大户就近交易价格肯定高于脱硫煤标杆电价，项目收益更好! 3)不需要缴纳交叉补贴!目前
稳定的收益，文件中特别强调了，电网公司要跟项目签署长达20年的购售电协议! 未来，无论电力市场如何变化，未来的电价是涨还是跌，试点项目的收益是十分明确的。这一措施，很好的避免了试点项目将来可能面临的

海证券交易市场上市交易，得到了协鑫、永祥、阿特斯等企业的肯定 海南天汇能源：拟以2.1元/股发行股票募集资金1.05亿元。募集资金主要用于补充公司流动资金、光伏项目建设 证监会核准了明阳智能的首发
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