2016电改

。 中长期电能交易对地方经济发展的影响，主要在于是否能带来改革红利。2015~2016年，恰逢动力煤价格处于低谷，发电企业也确有降价空间，改革之初给社会的印象就是电改就是降电价电改真能降电价。2018

发展多能互补综合能源系统对建设现代能源体系意义重大。电改虽给予了其发展的必备条件，但同时也因为电改的不成熟导致多能互补综合能源发展遇阻。而随着电改的深入，多能互补综合能源市场前景依然可期。 《关于

管理模式已难以应对，所以，电改9号文件提出建立辅助服务分担共享新机制的要求。 二、建立辅助服务市场的初心 建立东北电力辅助服务机制的初衷，是寻求高效、经济解决东北电力系统调峰问题的方案，缓解热电矛盾
，促进可再生能源消纳，保障系统安全稳定运行。 2014年起，低谷调峰成为东北电力系统运行最紧迫的问题，集中表现为热电矛盾爆发，风电、核电等清洁能源发电严重受限。2016年春节期间，东北电力系统低谷调峰

吃力不讨好。光热项目的现有价格政策就是发改价格〔2016〕1881号文件，其中提到了： 标杆电价1.15适用于目录中的所有光热示范项目;2018年12月31日前投运的项目执行该标杆电价;2019年以后
，主管部门应当尽快着手建立和完善替代财政补贴的相关市场收益机制，前面提到的绿证是一个，而以下是另一个机制电力现货交易市场，这也是5年前国内启动的新电改的目标。 电力现货交易市场，说白了就是类似股票

，中国电力企业联合会等行业协会自律服务的体制框架;三是2002年国务院印发5号文，提出厂网分开，主辅分离，输配分开，竞价上网的电改方案，其本质仍然是一次更大规模的电力国有企业改革重组，是第二阶段政企分开的
电改铺平了道路。 新一轮电力体制改革不再以简单拆分重组来实现资源优化配置，而是加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，打破垄断、有序放开竞争性环节，扩大市场交易规模，理顺电力价格形成机制，同时转变政府

，疫情对于二、三产业冲击导致全社会用电量的下降幅度甚是可观。 根据2016~2019年我国电力弹性系数加权平均估算，此次疫情将下拉全社会用电量330~1000亿千瓦时左右，影响2020年全社会用电增速
服务，始终存在着供用两端利益此消彼长的悖论，正因如此，通过市场服务于企业已成为社会的普遍共识。 即便在以配网为依托的商业模式创新背后，依然涉及到许多体制机制的掣肘，但随着售电侧、增量配电改革的艰难挺进

平均化度电成本已经低于核电和煤电，接近燃起联合循环机组。(23-36美元/MWh) 日本：新一轮电改，强化对光储的综合管控 集中式电站 ：2014年，日本五大电力公司曾因太阳能发电增长过快，而
自发自用，补贴上限为5万日元/台。 德国：户用光储催生商业模式 德国家用方面从2016年起，额度25%，每半年递减3%，2018年底结束，2018年7月1日起，额度为10%。 目前已安装10万套

，让自己先活下来正成为众多储能企业的现实选择。 现阶段，在电改不能一步到位的情况下，储能仍需要来自大型国企、民企的带动，来持续推动成本的下降和技术的进步。基于此，我们梳理了其中具有代表性的十大在建
全钒液流电池储能技术。 该项目推进也是一波三折，由于买单机制不明，自2016年项目立项以来，一直处于半停滞状态。在国家部委和地方政府的强力推动下，大连液流电池储能调峰电站的两部制电价政策终于落地。直到

大力推动分布式能源发展，2016年12月国家发改委发布的《能源生产消费革命战略(20162030)》提出坚持集中式和分布式开发并举，以分布式利用为主，推动可再生能源高比例发展。当前我国分布式能源发展呈
不断推进下，增量配电改革投资方可通过建设分布式电源，形成区域发配售一体化模式。分布式能源虽然当前在能源生产占比较小，但已成为一些利益主体进入配售电领域的重要突破口。 三是围绕分布式能源系统发展涌现出

(MACRS)，主要针对私营单位投资的储能系统。MACRS允许储能项目按5-7年的折旧期加速折旧。ITC政策最初针对光伏，2016年ESA向美国参议院提交S3159号提案，明确进储能技术都可以申请ITC
(CPUC)设置了储能采购框架，为加州三大IOU设定了到2020年部署1.3GW储能的目标。2016年，又在1.3GW目标基础上增加了500MW至1.8GW。预计各IOU将在规定的2024年期限之前