同时，要求各地摸清搞准底数，按时报送存量项目。

今年以来，旬邑县按照国家能源局、国务院扶贫办规划，建设光伏扶贫联村电站23座，装机总容量8718千瓦，项目由旬邑县政府全额投资，总投资约6974.4万元，建成后可实现年均600余万元收入，带动全县1290户贫困户，每年每户稳定增收3000元，持续增收20年。在太村镇店头村，产业扶贫是贫困群众脱贫致富的支柱产业，全面实施一户一策精准到户扶贫政策措施，形成了具有一定优势的特色产品和扶贫项目。

刘俊杰和老母亲相依为命，他患有硬化症，丧失劳动力，母亲年迈多病。太村镇店头村第一书记付文学告诉记者：店头村螺丝菜试验园效益很好，每亩纯收入在2500元以上，下一步在全县推广螺丝菜+光伏电站螺丝菜+油葵种植模式，进一步拓宽群众增收渠道，让贫困群众日子越过越红火第二，工商业用户侧，这也是中国特色，中国因为我们的电价是倒挂的，商业电价最高、军民电价最低，跟国外是反着的，国外最早是户用储能，电价是最适合上储能的领域。储能大家关注比较多的一直说储能，他是电力系统的必要组成部分，在各个环节，发电侧、辅助服务、电网可再生能源领域、用户侧，都有不同的效益，我们今年用电侧核心还是电价管理，多重效益还是比较难实现的，跟我们能源行业特有的一些规则还是有关联的。最后是联盟的一个规模市场预测，每年会更新一下，基本上数字偏差不大，预计到2020年底，用户侧储能到1.059GW，电化学储能总装机52.5%。

北京一个具体的项目为例，北京市实际上峰谷差价，高峰1块3、1块4，尖峰到1块4、1块5，谷段是3毛2、3毛7，实际上在全国范围来说峰谷差价是比较高的，即使在比较高的情况下，投资回报实际上收益并不是特别理想，这是联盟当时考察的实际效果，单纯从账面分析，规模的储能项目在运营侧，比如像铅炭单位可以到1块3，1块5以内，投资回报来说都还可以，不错的。我们今天当然主要我们还是在分享用户侧，目前用户侧盈利的商业模式最主要是在峰谷差价，除了峰谷差价，电力管理、电能质量、减少用电损失，都是目前在用电侧的盈利点。省发展和改革委员会高新技术产业处处长丁夕平表示，下一步我省将继续加快推进海上风电产业，为产业转型升级和高质量发展提供有力支撑。

南京高传机电总经理廖恩荣在接受采访时表示，风电产业在国家政策的扶持下逐渐成熟。海上风电的一级维护离不开技术创新，借由风电技术的不断创新和建设成本的逐步下降，提升运营商的投资积极性才是赋予这个行业活力的关键。专家认为，有序化、节约化和规模化发展海上风电，是未来江苏风电产业的重要方向。不仅如此，市场竞争力还需做强，充分发挥市场配置资源的决定性作用。

由于硬性维护难度较大，海上风电对设备可靠性要求非常高，海上风电场建设要经历地质勘察、内陆运输、海上施工等七个步骤，每一个阶段都需有风险识别。作为主要部件供应商，艾尔姆风能正在积极推出更长、更轻和更可靠的新型叶片，在江苏工厂实现规模化以降低成本，同时加强叶片运维服务能力，降低运维服务成本。

国际风电产业论坛 王甜摄领航海上风电，江苏大有可为江苏坐拥954公里海岸线，近海风能资源丰富，是全国千万千瓦风电基地之一，海上风电具有广阔的发展前景。在风电行业中，我们已经有了一个相对成熟完善的供应链备受关注的第二版《可再生能源电力配额制》征求意见稿终于流出。按照《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，国家是鼓励分布式发电市场化交易的，上网电价存在竞争，只要发电和用电双方按照双方达成的价格和电量，即可进行交易，但是按照新版《可再生能源电力配额制》征求意见稿，已经没有竞争可言。

电网公司将更有动力推进省间可再生能源交易。分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付过网费。各省市配额指标略有变化与第一版相比，各省市配额指标略有变化，其中吉林、江西和宁夏配额指标下降幅度最多，内蒙、广西、贵州、甘肃、新疆等省份配额指标提升幅度较大。二、参与电力交易的普通用户和拥有自备电厂的企业一样，用能成本会升高。

未完成配额制考核，电力用户不得不缴纳高昂的配额补偿金。三是电网企业按标杆上网电价收购模式。

按照这个方案，目前大力发展的分布式光伏和分散式风电所发电量，届时将由电网企业和其他购电主体，按照标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价(不含补贴部分)收购保障性收购电量。独立售电公司必须要根据售电量购买相应的绿证，一般来说独立售电公司需要额外承担费用。

目前可再生能源发电企业的补贴需要拖欠1-2年才能入账，新版配额制下，绿证交易在电力交易中心进行，可以随着电力结算实现资金流快速周转。新版本可再生能源企业整体补贴强度不变，但是绿证有效改善企业现金流。五、独立售电公司挑战与机遇并存。但是由于电量可以和绿证分开交易，而且对绿证交易次数没有限制，不排除在未来交易机制允许的情况下，售电公司通过省间或者省内交易买卖绿证套利。普通没有可再生能源电源的用户，将不得不购买对应电量的绿证，可以是单独购买，也可以是随可再生能源企业进行电力直接交易并支付绿证价格。补贴强度没有变化，补贴方式改变，但是能更早的拿到补贴，企业经营压力变小，促进可再生能源发展。

分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格(即对所有用户按照售电收入、售电量平均后的电价)，扣除过网费(含网损)后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。在试点地区不参与市场交易的分布式发电项目，电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价全额收购上网电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。

二是委托电网企业代售电模式。据能见了解，影响将主要体现在四个方面：分布式电力市场化交易或夭折此次征求意见稿如果通过，可能意味着酝酿多年的分布式电力市场化交易胎死腹中，将无法开展下去。

可再生能源发电企业补贴资金的快速入账，有效改善企业的现金流和经营状况。全额补偿机制旧版本当中，可再生能源发电企业是受损的，绿证对应相应电量补贴款项。

省级电网公司售电部分也要承担配额，消纳的省内可再生能源如果不能满足绿证部分，需要跨省跨区可再生能源交易来补足。发电企业不是配额制的考核目标，但是燃煤装机被严格限制，可再生能源发电补贴的及时兑现，以及光伏、风电技术水平的提升，都将促进社会资本等投资更多的可再生能源。实际上企业、个人等认购的是一个绿证相应的1000度电对应的国家可再生能源电价附加资金补贴。跨省跨区可再生能源交易价格一般都很有竞争力，而且跨省跨区交易电力必须随着绿证一起交易。

新版征求意见稿第十七条提出：享受国家可再生能源发展基金补贴的非水电可再生能源发电项目，除国务院能源主管部门核定保障小时数地区超过保障小时数的集中式风电(不含海上风电)、光伏发电的可上网电量，其他非水电可再生能源发电全部可上网电量均为保障性收购电量。四、可再生能源发电企业利好。

电网企业和其他购电主体须按照国家核定的各类非水电可再生能源发电的标杆上网电价或竞争配置等方式确定的固定电价(不含补贴部分)收购保障性收购电量。对各市场主体影响一、对电网公司影响有限。

2017年2月，国家发改委发布《三部门关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》指出，风电、光伏发电企业出售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。多位行业知情人士向能见透露，部分地区分布式电力市场化交易试点已经暂停。

风电、光伏发电企业出售绿证价格大多数情况低于对应国家补贴，可再生能源发电企业利益受损，目前绿色电力证书仅售出2万多个。三、火电企业积极转型。但是2017年12月，国家发改委、国家能源局曾印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，就分布式发电市场化交易模式明确提出了三种模式：一是直接交易模式在试点地区不参与市场交易的分布式发电项目，电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价全额收购上网电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。

未完成配额制考核，电力用户不得不缴纳高昂的配额补偿金。三、火电企业积极转型。

独立售电公司必须要根据售电量购买相应的绿证，一般来说独立售电公司需要额外承担费用。四、可再生能源发电企业利好。

对各市场主体影响一、对电网公司影响有限。电网公司将更有动力推进省间可再生能源交易。