购电侧
11月，中标电价低至1.77美分/千瓦时，即使加上可再生能源绿色电力证书收益(约3美分/千瓦时)，光伏发电项目实际收益也仅折合人民币0.3元/千瓦时左右;美国光伏发电的购电协议(PPA)电价也大多在5
，这一水平已经低于德国电网平均购电价格。
我国自2015年开始对光伏领跑基地实施招标确定项目开发企业，自2016年对普通光伏电站和光伏领跑基金全面实施项目招标确定开发企业和上网电价。当年第二批
电价 + 输配线损 + 政府性基金及附加
1电价、发电侧交叉补贴与补贴的性质不同
1、电价
一次分配，即通过市场实现的收入分配。由于电力市场尚未市场化，现行执行政府定价的发电定价机制都是按
统购统销的体制下制定的，不同发电方式按照8%全投资收益率下的平均发电成本出售给电网。
2、发电侧交叉补贴
不同发电方式成本不同，制定的电价不同，卖给省电网后，由电网作省内平衡分配，实现上网侧的低价电源
生产自用，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金及附加等;
(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下按调度机构要求安排用电;
(五)遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定
转让不额外收取输电费和网损。
第二十八条 双边交易价格为发电侧价格，挂牌交易价格为代理用户的省级电力公司或售电公司提出的挂牌交易发电侧价格。用户侧购电价格由交易价格、国家价格主管部门批复的输配电价
，这也使得江苏今年储能产业在电网侧、用户侧全面爆发。目前已披露的落地及在建规模，已超过1GWh。
与此同时，江苏电力的巨大缺口，需要通过大量采购外省电来加以弥补。这些外购电，大多数通过锦屏苏南、锡林郭勒
周边省市进行跨省电能置换、实施负荷侧需求响应等手段缓解电网调峰压力，实际执行中主要存在以下问题：
一是发电企业参与调峰积极性不高。虽然两个办法对发电企业参与有偿调峰予以一定补偿，但不足以补偿发电企业
各类直接向电力用户供电的电网企业、独立售电公司、拥有配电网运营权的售电公司(简称配售电公司);第二类为通过电力批发市场购电的电力用户和拥有自备电厂的企业。第一类承担与其年售电量相对应的配额，第二类承担
可再生能源发电企业与省级电网企业签署明确的跨省跨区购电协议的，根据协议实际执行情况计入受端区域消纳的区域外输入可再生能源电量。其他情况按以下方法处理：
1)独立点对网跨区输入
可再生能源发电项目
瓦、并网风电1.8亿千瓦。
电力供应主要特点有：
一是发电结构绿色化转型持续推进，煤电装机比重继续下降。在国家推进供给侧结构性改革、推动化解煤电过剩产能等背景下，电源结构继续优化。全国主要发电企业
、输配电价改革持续扩大、售电侧竞争机制初步建立、发用电计划有序放开以及电力现货市场平稳推进。但由于电力市场机制尚不完善，科学合理的电价机制尚未形成等原因，给电力企业平稳发展和健康经营带来严峻的挑战。建议
瓦时，同比增长24.99%。
外购电量中：三峡电量49.82亿千瓦时，同比增长1.91%;葛洲坝电量4.31亿千瓦时，同比增长1.91%;华北特高压电量6.63亿千瓦时，同比下降12.65%;西北
74.18万千瓦，同比减少43.41%。
4.电力直接交易情况。9月份，我省首次采用发用电侧双向挂牌方式进行电量交易，分集合竞价和双挂双摘两个阶段，全省10家统调火电企业和28家售电公司参加，共成交
企业方利益，利用市场化手段引导自备电厂参与新能源消纳。
牵头单位：市工信委、市发展改革委、市供电公司;配合单位：相关企业。
3.开展新能源直购电交易。鼓励新能源参与电力直接交易，着眼降低工业用电
，组织实施电力直接交易，有效降低实体经济用能成本。建立有偿调峰机制，引导发电企业主动调峰，培育具有需求侧响应能力的用电负荷，优化统筹全网调节资源。推进售电侧改革，有序放开发电计划。加快电力现货市场建设
侧、用户侧平价上网的目标，并要求发电侧成本进一步下降30%、40%;要求到2020年风电实现并网侧平价上网。由于成本的下降，以及便利性、清洁性优势，以光伏、风电为代表的新能源将成为未来电力领域的主宰
零售电力和政府采购电力必须100%来自可再生能源和零碳能源;瑞典计划在2040年实现100%清洁能源发电;与此同时，德国、葡萄牙等国家和地区相继实现发电100%可再生能源覆盖的里程碑事件。种种迹象表明
地区，我们基本可以做到用户侧平价上网。
那时候我预计到2018年下半年组件价格可以降到1.8元/瓦，整个光伏系统成本有机会下降20-30%，跟现在的情况基本吻合。
我们把手头的项目按照收益率排序
情况是，我们在企业屋顶上投资建设分布式光伏电站，给企业供电，电价相比企业从电网购电会有折扣。531之前，分布式光伏电站效益不错，一般电价打75折，由于竞争激烈，折扣已经在向7折以下走了。
现在形势困难
