电能是不能大量储存的，无论是蓄电池组还是抽水蓄能电站，所储存的电能在整个电网容量中的占比都是极小的。
所以电能是即发即用，用多少，就发多少，时刻处在一个动态的平衡之中。
当然，可能有人会想到一个问题，从利益上考虑，电厂肯定是想多发电的，多发电才能多赚钱，对不对？那么，电厂非要多发电怎么办呢？或者说，是怎样实现发电和用电时刻平衡的呢？
是从技术和管理两个方面来实现的。
先说技术方面：
在这之前，得先了解一个事实，我国电网的发电、输配电、用电，都是以交流电的形式运行的。现在输电上，特别是西电东输，大量应用了特高压直流输电技术，但是到接入电网的时候，还是要逆变成三相交流电的。
既然是交流电，那么就有频率，我国的交流电的频率是50赫兹，这是全国统一标准，和车同轨、书同文几乎同样重要。不同频率的电网是无法直接连通的！
对此没太多了解的，可以去看一看你的手机充电器，或者其它电器关于电源的说明。经常出国的知乎er们，还记得被电源适配器支配的恐惧吗？
其中100-240V是电压，50/60HZ就是电源的频率，表明这电器可以接入电压范围100-240V，频率50或60HZ的市电电源。顺便一提，中国的市电电源是220V、50HZ，美国为120V、60HZ。
用电频率是50HZ，发电频率也是50HZ。电网频率决定了运行中的发电机的转速，一对磁极的发电机就要转50HZ*60秒，每分钟3000转，两对磁极的，就要每分钟1500转。只要并入电网运行的发电机都要以同样的节奏动呲哒呲，要不然电网就不带你玩！
好了，下面就要引出一个重要规律了：
对一个电网，如果输入的电能大于输出的电能，这个电网的频率和电压会上升，反之，电网的频率和电压会下降。
也就是说，如果发电厂发出的电多于用户所用的电，电网的频率和电压会升高。
我们已经知道，电网的频率决定了发电机的转速，也就是说发电厂的发电机转速也会随之升高。能升高多少呢？最多不超过11%-12%。即，一个原来3000转/分的发电机，最多只能转到3330~3360。但正常情况根本不允许达到这么高。任何一个发电机组从设计、制造开始就限定了它的转速，叫做额定转速，超过或者低于额定转速，轻则效率下降，重则机毁人亡。
电力行业对机组超速造成的事故有个术语，叫“飞车”，这绝对是发电行业最令人胆寒的词！如果某人敢在发电厂的主控室开玩笑，喊一声“飞车啦！”，效果和在银行大堂喊“抢劫啦！”是一样的。
同时，电网频率的升高会造成变压器铁损增大，铁芯升温。
所以，在电网上电已经够用的情况下，先不说有硬、软件的重重保护，技术上根本不可能，即使能做到，各电厂为了自己的小命，也是绝对不会强行增加发电量的。
那么，就有了另一个问题，全国数以万计的电厂，亿万的电力用户，是怎么做到发电量和用电量的时刻平衡的呢？各位关灯、开电视之前，国网公司也没有要求先打个电话申请吧？
这个问题很复杂，牵扯到大量专业知识，什么象限图啊、AGC、AVC啊、调度协议啊，等等，水平有限，我也只能简单说一说，如果看不懂，也无所谓，就当国网很牛，能掐会算也行。
电网主要是通过调度部门对发电厂侧进行调节来平衡电能供需的，调节的主要依据还是电网频率。
调节方式分为一次调频和二次调频。
以下是简化描述，尽量让大多数人能看懂：
一次调频的原理很简单，还是电网频率的变化引起发电机转速的变化，发电机转速的变化会被调速系统的感受机构转化成油压或者电信号的变化，这些油压或者电信号会反馈给原动机（汽轮机、燃机、水轮机等
分级管理，就是国网的调度分为县调、市（地）调、省调、区域电网调度、国网调度5级，各发电厂、用电单位根据容量、电压等级的不同，分属不同的级别的调度管理。
二、150万亿，新型电力系统将催生的产业机遇在哪？
8月7日，央视CCTV-2《对话》栏目邀请了住房和城乡建设部原部长、国家气候变化专家委员会委员仇保兴，三峡能源党委书记、董事长王武斌，国家电网公司副总信息师王继业，全国工商联副主席、正泰集团股份有限公司董事长南存辉，上海交通大学副校长、教授奚立峰等多位嘉宾就新型电力系统的构建、机遇与挑战等话题进行了分享与讨论。从长远来看，从经济的总量来讲，预计到了2060年，需要在新能源方面的投资是150多万亿。快来看看，新型电力系统到底是怎样的，怎么建、会催生哪些新的产业机遇呢？
新型的电力系统要满足几个特性：第一，它是安全、韧性的；第二，它的成本是可承担的；第三，它肯定采用了各种各样的技术的组合，可靠性越来越高的；第四，灰色系统与绿色系统能够平稳、快速、顺利转换；第五，可实现替代进口的。
理论上和其他国家的实践上都已经证明，新型的电力系统，哪怕它可再生能源利用到70%。75%，电网也是很稳定很可靠的。
在实际发展过程中，新能源要注意政府体制带来的瓶颈问题，例如土地方面的非技术成本，政府政策支持方面的问题等。
原来你这个是戈壁滩一毛不长的，现在你要去干太阳能，它突然就变成耕地了，所以我们有些地方政府太急功近利了，要把这些体制上的障碍进一步的突破，这样的话使我们的新能源发展的更顺利。
从长远来看，从经济的总量来讲，我们预计到了2060年，需要在新能源方面的投资是150多万亿。
三、重启已关停煤炭产能、停产煤矿办理延期，多部门出手保供增产！
7月份，内蒙古自治区对鄂尔多斯市38处前期因用地手续不全停产的露天煤矿批复了用地手续，涉及产能6670万吨/年。目前这部分煤矿已全部复产，至八月份可实现日产20多万吨煤炭。
7月22日，国家发展和改革委员会办公厅、国家能源局综合司、国家矿山安全监察局综合司联合印发《关于实行核增产能置换承诺加快释放优质产能的通知》，就当前电煤短缺、煤价暴涨带来的能源电力供应紧张局面作出统一部署：鼓励符合条件的煤矿核增煤炭产能，对煤矿核增产能施行产能置换承诺制。即：2022年3月31日前提出核增申请的煤矿，不需要提前落实产能置换指标，可采用承诺的方式进行产能置换，取得产能核增批复后，应在3个月内完成产能置换方案，并按程序上报至国家发改委、国家能源局和国家矿山安全监察局。逾期未兑现承诺的，列入煤炭行业失信名单，撤销其产能核增批复，并在三年内不再受理其核增产能申请。
根据国家发展改革委、国家能源局联合印发的通知要求，内蒙古、山西、陕西、宁夏、新疆等5省区已对15座联合试运转到期处于停产状态的煤矿办理延期手续，同意联合试运转时间再延长1年，在确保安全的前提下增产增供。15座煤矿涉及产能合计4350万吨/年，已全部复产，预计每日可稳定增加产量15万吨。
四、15号文点评：严防死守政府隐性债务问题
2021年7月，银保监会下发了《银行保险机构进一步做好地方政府隐性债务风险防范化解工作的指导意见》（银保监〔2021〕15号）（以下简称“15号文”），文件宗旨是为进一步落实党中央国务院防范控制债务风险的战略部署，规范地方政府相关融资业务，防止新增地方政府隐性债务。
（一）明确打消财政兜底幻觉，严禁新增或虚假化解地方政府隐性债务
土地财政模式让金融机构充分坚信“城投信仰”的力量，换句话说就是坚信“财政兜底”的力量。从实操角度来看，这种“财政兜底”信仰主要体现在金融机构提供实际依靠财政资金偿还或者提供担保、回购等信用支持的融资，接受地方政府各类具有承诺或担保性质的担保函、承诺函、会议纪要甚至人大决议，将融资服务作为政府购买服务内容等等，上述合作模式虽已在多年前被明令禁止，但新的形式层出不穷。因此15号文明确要打消财政兜底幻觉，让金融机构以市场化的模式开展城投业务。
（二）明确不得提供以预期土地出让收入作为企业偿债资金来源的融资
15号文要求银行保险机构不得提供以预期土地出让收入作为企业偿债资金来源的融资，不得要求或接受以政府储备土地或者未依法履行划拨、出让、租赁、作价出资或者入股等公益程序的土地抵押、质押。早在今年6月，财政部、自然资源部、税务总局、人民银行联合发布《关于将国有土地使用权出让收入、矿产资源专项收入、海域使用金、无居民海岛使用金四项政府非税收入划转税务部门征收有关问题的通知》（财综〔2021〕号）明确要求将由自然资源部门负责征收的国有土地使用权出让收入、矿产资源专项收入、海域使用金、无居民海岛使用金四项政府非税收入，全部划转给税务部门负责征收。这将更有利于规范财政性收支管理，让地方政府、城投公司、金融机构多年来依赖的土地财政模式彻底改变，进而让“财政兜底”幻觉彻底消失。
（三）明确对承担地方政府隐性债务的客户，银行保险机构不得新提供流动性贷款或流动资金贷款性质的融资，不得为其参与的专项债券项目提供配套融资
15号文要求，对于不涉及地方政府隐性债务的客户，银行保险机构应落实防范化解地方政府隐性债务风险政策要求，按照市场化原则，依法合规审慎授信，防止新增地方政府隐性债务。对承担地方政府隐性债务的客户，要求银行保险机构不得新提供流动资金贷款或流动资金贷款性质的融资，不得为其参与地方政府专项债券项目提供配套融资。
15号文的“意外”发布，市场在短时间内对城投公司的未来产生较多的负面情绪，甚至有个媒体称“城投公司的历史使命已经完成，未来存在意义或已不复存在”。笔者认为，15号文是近年来政府对隐性债务问题应对政策的延续，大可不必过分焦虑，15号文干货虽多，但例如“不得新增政府隐形债务”、“不得提供以预期土地出让收入作为企业偿债资金来源”等具体措施规定已不是第一次提出，早在2017年5月财政部在《关于进一步规范地方政府举债融资行为的通知》（财预〔2017〕50号）文件中就对地方政府融资平台公司注资行为进行了严格规范，地方政府不得违规将公益性资产、储备土地注入融资平台公司，不得承诺将储备土地预期出让收入作为融资平台公司偿债资金来源。
同样，早在多年前金融机构已被多次要求新增信贷不得增加地方政府隐形债务。15号文只是直接堵住了金融机构向城投公司发放流动资金贷款这一漏洞，杜绝流贷性质资金造成的隐性债务新增现象。
作为今年4月《关于进一步深化预算管理制度改革的意见》（国发〔2021〕5号）文件的政策延续，15号文继续聚焦地方政府隐性债务。因此，只要银行保险业金融机构和城投公司在合规范围内开展业务，就不需要过分忧虑。城投公司的地位还是不可替代的，在未来很长一段时间内将继续承担国内城市基础设施的重要供给者和城市运营商的重要使命。
五、8月组件价格一览：小尺寸微降，大尺寸供不应求！
2021年是十四五的开局之年，在3060碳中和碳达峰目标的指引下，光伏市场需求爆棚，但相伴而来的却是一个“涨”字，让光伏人叫苦不迭。
硅料环节价格的调整，很快传导到中下游。本月，158、166组件价格微降；近期，之前中标的光伏项目陆续开始施工，对大尺寸组件需求愈发强烈，价格略微上调。此前中国光伏行业协会预计：大尺寸、高功率产品将在2021年进入快速放量阶段，182mm和210mm尺寸硅片占比将达到50%左右，以500W+和600W+为代表的高功率组件产品也将会快速导入市场。158.75mm尺寸占比将被压缩到5%左右，156.75mm尺寸硅片将会成为历史。
以下为8月主流光伏组件价格明细：
随着硅料价格的上涨，组件中标单价多以1.8元+/W的价格出现。近期，组件中标价格略有回落。
六、财政部答复｜不宜启用绿色债券解决补贴拖欠 通过绿证和碳交易为新能源发展提供支撑
通过绿证和碳排放权交易合理补贴新能源环境效益，为新能源健康发展提供有力支撑。
财政部对十三届全国人大四次会议第9142号建议的答复
您提出的关于加快兑现存量可再生能源发电项目补贴的建议收悉，现答复如下：
早自2006年起，我国就开始对可再生能源发电实行基于固定电价下的补贴政策，补贴资金来源于随电价征收的可再生能源电价附加。2012年后补贴资金纳入政府性基金管理，截至当前中央财政已累计拨付补贴资金超过6000亿元。在补贴政策的支持下，以及在有关部门和行业企业的共同努力下，我国可再生能源发电产业快速发展，装机规模稳居世界第一，技术水平明显提升，造价成本显著下降，对推动我国能源清洁低碳转型发挥了重要作用。
然而，由于一些地方规模管理失控，装机规模远超国家规划确定的数量，以及电价附加征收标准未及时调整、电价附加未对自备电厂、地方电网用电严格征收等原因，可再生能源电价附加入不敷出，存在较大缺口，导致部分可再生能源发电企业未能及时获得补贴，已经成为行业广泛关心的重大问题。
对此，我们认为要审慎研究。一是关于特别国债，是为了实现特定政策目标而发行的国债，历史上仅发行过三次，一般情况下市场领域主要依靠其自身调节解决，而不是由包括国债和特别国债在内的公共财政资金发挥作用，在非特殊时期或遇到特殊困难情况下，不宜启用。二是特别国债只计入国债余额，不列入年度财政赤字，因此要求有对应的资产和收益以保障还本付息。可再生能源补贴属于无偿的财政补贴，没有对应的偿债现金流，不符合特别国债发行条件。三是关于地方政府专项债券，按照2019年9月4日召开的国务院常务会议相关要求，地方政府专项债券不得用于土地储备和房地产相关领域、债务置换以及可完全商业化运作的产业项目。通过发行地方政府专项债券来解决补贴缺口，与国务院常务会议要求不符。
2017年1月，发展改革委、财政部、能源局联合印发《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》（发改能源〔2017〕132号），在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购，并明确绿证是我国绿色电力消费的证明。
按照政策规定，国家可再生能源信息管理中心依托国家可再生能源发电项目信息管理系统平台进行绿证核发，并建设运行中国绿色电力证书自愿认购交易平台，开展绿证的交易组织工作。目前支持单向挂牌和协议转让两种交易方式，买卖双方可以选择在绿证交易平台进行在线支付，也可以自行协商线下支付，全年任何时间均可进行绿证交易。截至目前，我国绿证累计核发数量超过2800万个，累计认购数量超过7.4万个。
下一步，我们将积极配合有关部门，进一步完善我国绿证核发交易管理机制和碳排放权交易机制，通过绿证和碳排放权交易合理补贴新能源环境效益，为新能源健康发展提供有力支撑。
我们和银保监会、发展改革委等有关部门支持和鼓励金融机构在依法合规、风险可控的前提下，结合职能定位，聚焦主业，深入研究光伏等新能源产业发展情况，结合实际开发符合产业发展特点的金融产品和服务，为新能源产业高质量发展提供金融支持。
一是2020年1月，银保监会出台《关于推动银行业保险业高质量发展的指导意见》，对金融支持战略性新兴产业、先进制造业和科技创新提出明确要求，强调扩大对战略性新兴产业、先进制造业的中长期贷款投放。
二是2020年6月，银保监会印发《关于绿色融资统计制度有关工作的通知》，明确将清洁能源产业纳入绿色融资统计范围，引导银行机构加大对清洁能源产业的支持力度。
三是2021年2月，发展改革委、财政部、人民银行、银保监会、能源局联合印发《关于引导加大金融支持力度 促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》（发改运行〔2021〕266号），提出要进一步加快发展风电、光伏发电、生物质发电等可再生能源，并要求金融机构按照风险可控原则，在银企双方自主协商的基础上，根据项目实际和预期现金流，予以贷款展期、续贷或调整贷款进度、期限等安排。
近年来，一些银行机构也开展了积极的探索和实践。国家开发银行制定了《支持能源领域实现“碳达峰、碳中和”战略目标工作方案》，提出在“十四五”期间设立总规模5000亿元的能源领域“碳达峰、碳中和”专项贷款。其中，2021年发放1000亿元专项贷款，用于支持光伏发电、海上风电等项目，助力构建清洁低碳安全高效的能源体系。此外，国家开发银行于2021年3月发布全球首单“碳中和”专题绿色金融债券，所募资金用于风电、光伏等碳减排项目，有效推动电力系统脱碳，实现能源系统跃迁。
下一步，我们将积极配合有关部门研究制定支持可再生能源产业发展的相关政策，大力发展绿色金融，督促引导银行保险机构创新金融产品和服务。
七、国家发改委：市场化可再生能源储能配比：15% + 4小时
8月10日，国家发改委 能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，《通知》提出，为努力实现应对气候变化自主贡献目标，促进风电、太阳能发电等可再生能源大力发展和充分消纳，依据可再生能源相关法律法规和政策的规定，按照能源产供储销体系建设和可再生能源消纳的相关要求，在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模。
此前有多个省份提出储能配比，《通知》是国家政策层面，第一次提出市场化可再生能源项目储能配比定量要求。
超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照20%以上挂钩比例购买。购买比例2022年后根据情况适时调整，每年度公布一次。各省级主管部门组织电网企业或第三方技术机构对项目调峰能力措施和效果进行评估确认后，可结合实际情况对挂钩比例进行适当调整。
国家发展改革委 国家能源局关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知
各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委（工信委、工信厅）、能源局，北京市城市管理委员会，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润集团有限公司：
为努力实现应对气候变化自主贡献目标，促进风电、太阳能发电等可再生能源大力发展和充分消纳，依据可再生能源相关法律法规和政策的规定，按照能源产供储销体系建设和可再生能源消纳的相关要求，在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电装机并网规模，现通知如下：
一、充分认识提高可再生能源并网规模的重要性和紧迫性
近年来，我国可再生能源迅猛发展，但电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问题突出，制约更高比例和更大规模可再生能源发展。未来我国实现2030年前碳达峰和努力争取2060年前碳中和的目标任务艰巨，需要付出艰苦卓绝的努力。实现碳达峰关键在促进可再生能源发展，促进可再生能源发展关键在于消纳，保障可再生能源消纳关键在于电网接入、调峰和储能。各地、各有关电力企业要充分认识可再生能源发展和消纳的同等重要意义，高度重视可再生能源并网工作，将可再生能源发展、并网、消纳同步研究、同步推进，确保2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标如期实现。
（一）多渠道增加可再生能源并网消纳能力。电网企业要切实承担电网建设发展和可再生能源并网消纳的主体责任，统筹调峰能力建设和资源利用，每年新增的并网消纳规模中，电网企业应承担主要责任，电源企业适当承担可再生能源并网消纳责任。随着新能源发电技术进步、效率提高，以及系统调峰成本的下降，将电网企业承担的消纳规模和比例有序调减。
（二）鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模。在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，鼓励在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模。对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。
（三）允许发电企业购买储能或调峰能力增加并网规模。在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，可通过与调峰资源市场主体进行市场化交易的方式承担调峰责任，以增加可再生能源发电装机并网规模。鼓励可再生能源发电企业与新增抽水蓄能和储能电站等签订新增消纳能力的协议或合同，明确市场化调峰资源的建设、运营等责任义务。签订储能或调峰能力合同的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。
（四）鼓励多渠道增加调峰资源。承担可再生能源消纳对应的调峰资源，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电。以上调峰资源不包括已列为应急备用和调峰电源的资源。
（一）自建调峰资源方式挂钩比例要求。自建调峰资源指发电企业按全资比例建设抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上，下同）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。各省级主管部门组织电网企业或第三方技术机构对项目调峰能力措施和效果进行评估确认后，可结合实际情况对挂钩比例进行适当调整。
（二）合建调峰资源方式挂钩比例要求。合建调峰资源指发电企业按一定出资比例与其他市场主体联合建设抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展煤电灵活性改造。合建调峰资源完成后，可按照自建调峰资源方式挂钩比例乘以出资比例配建可再生能源发电。为鼓励发电企业积极参与自建调峰资源，初期可以适当高于出资比例进行配建。
（三）自建合建调峰和储能能力确定。自建合建调峰和储能能力按照“企业承诺、政府备案、过程核查、假一罚二”的原则进行确定。主动自建合建调峰和储能能力的发电企业，自行提供调峰和储能项目建设证明材料，对项目基本情况、调峰能力、投产时间等作出明确承诺，提交省级政府主管部门备案；实施过程中省级主管部门委托电网企业或第三方机构对企业自建合建项目进行全面核查或抽查，对于发现未按承诺履行建设责任的企业，在计算调峰能力时按照未完成容量的2倍予以扣除；相关企业要限期整改，未按期整改的企业不得参与下年度可再生能源市场化并网。
（四）加强自建合建调峰和储能项目运行管理。自建合建调峰和储能项目建成投运后，企业可选择自主运营项目或交由本地电网企业调度管理。对于发电企业自主运营的调峰和储能项目，可作为独立市场主体参与电力市场，按照国家相关政策获取收益；对于交由电网企业调度管理的调峰和储能项目，电网调度机构根据电网调峰需要对相关项目开展调度管理，项目按相关价格政策获取收益。为保证项目调峰和储能能力可用性，电网调度机构不定期对相关项目开展调度测试。
（一）购买调峰资源主要方式。购买调峰资源指发电企业通过市场交易的方式向抽水蓄能、化学储能电站、气电、光热电站或开展灵活性改造的火电等市场主体购买调峰能力，包括购买调峰储能项目和购买调峰储能服务两种方式。为保证发电企业购买的调峰资源不占用电网企业统筹负责的系统消纳能力，被购买的主体仅限于本年度新建的调峰资源。
（二）购买调峰资源挂钩比例要求。超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照15%的挂钩比例购买调峰能力，鼓励按照20%以上挂钩比例购买。购买比例2022年后根据情况适时调整，每年度公布一次。各省级主管部门组织电网企业或第三方技术机构对项目调峰能力措施和效果进行评估确认后，可结合实际情况对挂钩比例进行适当调整。
（三）购买调峰和储能能力确定。购买调峰和储能项目由买方企业向省级政府主管部门作出承诺并提供购买合同，根据购买合同中签订的调峰能力进行确定。实施过程中买方企业负责督促卖方企业保证项目落实到位，省级政府主管部门委托电网企业或第三方机构对购买合同中的项目进行全面核查或抽查，对于发现未按承诺履行建设责任的企业，在计算调峰能力时按照未完成容量的2倍予以扣除；相关企业要限期整改，未按期整改的企业不得参与下年度可再生能源市场化并网。
（四）加强购买调峰和储能项目运行管理。购买调峰和储能项目建成投运后，对于购买调峰储能项目的，视同企业自建项目进行运行管理；对于购买调峰储能服务的，发电企业与调峰储能项目企业签订调峰服务绑定协议或合同，约定双方权责和收益分配方式，鼓励签订10年以上的长期协议或合同。为保证项目调峰和储能能力可用性，电网调度机构不定期对相关项目开展调度测试。
（一）抽水蓄能、电化学储能和光热电站调峰能力认定。抽水蓄能电站、电化学储能和光热电站，按照装机规模认定调峰能力。
（二）气电调峰能力认定。气电按照机组设计出力认定调峰能力，对于因气源、天气等原因导致发电出力受限的情况，按照实际最大出力认定调峰能力。
（三）煤电灵活性制造改造调峰能力认定。灵活性制造改造的煤电机组，按照制造改造可调出力范围与改造前可调出力或者平均可调出力范围的差值认定调峰能力。
（四）统筹安排发电和调峰项目建设投产时序。考虑新建调峰资源项目的建设周期，各地在安排发电项目时要做到与新增调峰项目同步建成、同步并网。调峰储能配建比例按可再生能源发电项目核准（备案）当年标准执行。
（五）建立调峰与储能能力标准和配建比例动态调整机制。随着可再生能源并网规模和比例的不断扩大，以及调峰储能技术进步和成本下降，各地要统筹处理好企业积极性和系统调峰需求的关系，可结合本地实际情况对调峰与储能能力标准和配建比例进行动态调整。
（一）未用完的调峰资源可交易至其他市场主体。通过自建或合建方式落实调峰资源的发电企业，如果当年配建的可再生能源发电规模低于规定比例，不允许结转至下年继续使用，可通过市场化方式交易给其他发电企业。
（二）指标交易需在省内统筹。为保证新增调峰能力切实发挥促进可再生能源消纳作用，发电企业在自建、共建、购买调峰资源以及开展调峰资源指标交易过程中，均在本省（区、市）范围内进行统筹。
（三）加强运行监管。各地政府主管部门会同电网企业，对发电企业承诺自建、共建或购买调峰项目加强监管，项目投产后调度机构不定期按照企业承诺的调峰能力开展调度运行，确保调峰能力真实可信可操作，对于虚假承诺调峰能力的企业，取消下年度自行承担可再生能源消纳责任资格。
（一）加强组织领导。国家发展改革委、国家能源局统筹推进全国可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模相关工作，全面跟踪各地、各企业落实进展，协调解决推进中的重大问题。各省（自治区、直辖市）发展改革委、能源局会同省级相关部门结合本地电力发展实际，推动本地发电企业自行承担可再生能源消纳责任相关工作，与电网企业保障性并网、应急备用和调峰机组建设工作做好有效衔接，避免项目重复计入。
（二）电网企业切实发挥监督和并网责任。国家电网公司、南方电网公司要组织好各地电网企业，配合地方政府主管部门加强对发电企业自建共建和购买调峰储能项目的有效监督，保证各项目顺利推进和真实可用。对于按要求完成调峰储能能力建设的企业，要认真做好相应匹配规模新能源并网接入工作。
（三）健全完善奖惩和评估机制。国家发展改革委、国家能源局将健全完善奖惩和评估机制，对可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模工作进展成效显著的地区进行表扬，对工作进展滞后的地区进行约谈；在工作推进过程中，将适时采取第三方评估等方式，对各地可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模工作开展全面评估。
（以上信息来源自网络）
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一）空调领域
1、舒适空调：需要供冷供暖各类建筑，如宾馆、酒店、写字楼，医院、学校、住宅小区、商场超市、城市综合体、物流园、工业园区厂房、车间。
2、净化空调：医院、净化车间等需要恒温恒湿净化的场所。
3、工艺空调：工厂工艺降温冷却。
二）供热、卫生热水领域
1、大面积集中供热、住宅小区、医院，学校，写字楼、宾馆酒店、别墅、农村住宅、工厂车间。
2、生产工艺加热及热水，如管道输送伴热，原油加热、酸洗电镀槽加热、各类需要热水和清洗的车间、洗浴等。
三）农业种植、养殖及烘干领域
1、花卉、蔬菜、水果种殖大棚加热（降温）恒温恒湿。
2、各种菌类种植恒温恒湿，二氧化碳含量控制。
3、鸡、鸭、鹅、猪舍恒温通风。
4、海水养殖池水加热恒温。
5、各类农副产品、工业品、污泥等需要烘干的产品。
四）冷冻冷藏冷链物流领域
各类氟系统中高温速冻库及冷链物流办公场所的中央空调。
五）节能领域改造，合同能源管理
1、建筑节能，各类建筑供冷、供热、卫生热水的节能改造。
2、工业节能，针对矿山、油田、电厂、钢铁、冶炼、化工、造纸、纺织印染和数据中心等有余热的企业，提供最优化能源节能方案及设备。
3、投资回收期三年以内的节能项目或4年以内的以学校、医院和公建项目为主的供冷供热投资运维项目。
二、主导产品有:
一）空气源热泵
1、大型螺杆式超低温空气源热泵，适应-40℃以内地区，比模块机节能15%以上，综合造价低10%，寿命25年，噪音低，占地面积小，适合大面积区域供冷供热（热水），低温模块式空气源热泵机组3-100匹，型号齐全。
2、煤改电户用空气源、热泵热风（水）机，适用于农村别墅、住宅供冷供热。
二）水地源热泵
1、工业余热型热泵在热源侧进水温度65-70℃时，最高出液温度165℃，或出120和165℃蒸汽，能效分别为3.5和2.5，适用于有工业余热需要高温热水或蒸汽场合。
2、降膜式水（地）源热泵机组（江、河、湖泊、污水、海水、地热尾水），能效比高6.3以上，适用于有上述水源地区和污水处理厂及污水管道附近各类建筑的供冷供热。
三）能源塔热泵，适应环温-30℃以内建筑供冷供热，特别适合老建筑节能改造，水源热泵及地热井改造。
四）特种热泵和节能设备非标定制。
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