青海电改
还是七八年前新疆、青海、甘肃等西北地区掀起的电站开发潮。
在新一轮的圈地运动中，山东、山西、河北、内蒙、辽宁等北方省市成为了平价项目开发的热点区域，苏北、安徽等中部地区也受到关注，甚至连广东、广西等
意识到了行业的风险。如今，平价上网项目的现金流更稳健，或许能重新得到金融机构的支持。
但仍有一个风险摆在平价上网项目开发商面前，就是现在的燃煤标杆上网电价未来会不会波动。
未来，电改的实施力度会
跨省(区)消纳途径，全国绝大部分地区都能够完成2018年的非水可再生能源配额指标。省内绿证供应充足的前提下，各类配额主体实际交易绿证的价格很可能处于较低水平。
而配额缺口相对最大的甘肃、青海两个省份
、北京、天津、河北、黑龙江、甘肃、青海等省份完成目标均有一定压力。而各地区配额达标压力的差异也是推动跨省(区)消纳绿色电力的重要动力;除了直接提高装机容量和利用小时数，跨省(区)交易将是各地，特别是
贫困地区农网改造升级。青海至河南、陕北至湖北、张北至雄安等直流输电工程，以及南阳-荆门-长沙等交流特高压工程加快实施。
能源补短板项目储备工作加快落实。按照符合规划和产业政策的要求，以电网升级、油气增
储上产、管网设施互联互通、水电开发、核电建设、煤电改造等为重点，深入开展年内和2019、2020年开工的重大项目储备工作，为稳增长、调结构、增后劲贡献力量。
第五、电力体制改革试点全面铺开。省级电网
屋顶的开发现在普遍反映的一个困难依然是融资的问题，这就牵扯到后面电改的进程，一旦没有补贴，完全要依赖自己去收电费，而且完全要依赖你给供电方供电的稳定性，对于银行来讲是很难以接受的，因为中国企业的寿命
可再生能源资产，你才有足够一年的时间来发出相应的电量。另外一块机会来自于电力体制改革，虽然电改推动起来依然是困难重重，但是大的方向其实还是不会变化，特别是中美贸易战现在如火如荼，如何通过制度创新，包括
某青海建成的100万千瓦光伏电站，某工程项目建设负责人介绍说，该电站同期投资上亿元配套建设了一座330千伏升压站，投资5000多万元建了一回45公里和一回12公里的330千伏输电线路，并将自行负责这些
分布式市场化交易，为用电户提供更多选择，实现电改的目标。
从一开始为可再生能源提供补贴就是为了将来可再生能源不再需要补贴，这个目标在一些国家已经实现。中国作为光伏制造业大国，受困于隐形成本导致光伏无法
。
中国能源报：青海省在去年6月和今年6月，分别实现了连续7天和连续9天的100%清洁能源供电。如何理性看待这一事情?
杨勇平：这表明，至少在技术上，目前在特定区域、特定时段实现100%清洁能源发电
、可推广性不强。因此，应加大先进储能等卡脖子技术的研发力度，为我国能源的清洁化、低碳化提供技术支撑。
可再生能源与化石能源仍将长期共存，不能偏废
中国能源报：刚才提到弃电问题。新电改被普遍认为是促进
)结合起来考虑。对四川、云南、青海等地区，上网电价不是煤电电价，而是更低一档的水电电价，大概在0.2元/kWh左右，投资收益率要正确评估。
同时，消纳好不代表电价有保障。在《保障小时
工商业电价(单一制、不满1KV)的电价为0.6773元，光伏企业还是可以做到的。
自电改9号文发布至今，各地成立了大量的售电公司，但相当一部分企业的交易电量并不乐观。光伏企业想要完成电量交易，还是要主动出击，寻找用电方，以合理价格成交，才能实现双赢甚至多赢。
市场化);
水火电源支配强风光电源支配弱(我国资源禀赋和电力工业发展背景决定了电网网架资产结构和布局，多数由火电水电电源的分布和规模所决定。计划经济时代，网源不分家齐步走。
第一次电改厂网分离后，电源
收成本和盈利的市场化运营刚起步，未形成符合市场发育要求的新竞争力。
七是面临人才市场化竞争。
二、象群领地的市场博弈
1、特高压与特高压之间的市场博弈
中发9号电改大政是推动能源革命的总体布局规划和
太阳能光伏网主办的第二届光伏电站运维新思路研讨会及培训在北京如期召开，光伏行业及电网专家，五大四小等新能源运营管理专家，电站业主，电改、售电、碳交易及电站资产管理专家，光伏企业代表共200余人齐聚一堂
支撑的、业内领先、规模最大的新能源电站第三方托管运维服务商和资产运营商。截至目前，咸林能源已服务于国家电投、华能、大唐、京能、申能、青海绿电、协鑫、晶澳、隆基股份、特变电工等企业，先后承接超过
1500元，接近商业化应用的拐点，一度电成本在2毛左右。
因此，随着储能技术进步与成本下降，储能+应用领域打开，储能商业化有望提前到来。
青海光储典型案例：经济效益显著
我们坚信光伏和储能是推动两种
盈利。
另外，刘为结合近年来联盟所做出的工作，以及对储能产业的持续跟踪与分析，列举了几个典型的储能应用案例。
以阳光电源在西藏双湖的储能项目和华能在青海青海省格尔木在直流侧的储能项目为代表
