调频费用

，对具有调峰资源的火电机组进行直接调用，按照河北南网市场本时段调峰出清价的50%进行结算，无调峰出清价时按照最高限价的30%进行结算。因电网调峰需要，调频辅助服务市场中标机组暂停提供调频服务，所提供的
具备停机条件的火电机组进行直接调用，按照河北南网市场本时段调峰停备出清价的50%进行结算，无调峰停备出清价时按照最高限价的30%进行结算。 第五十四条修改为：河北南网市场费用分摊按照新能源企业多消纳

11月16日，国家能源局华北监管局官网发布了华北能源监管局关于修订《河北南网电力调峰辅助服务市场运营规则》部分条款的通知，对其中六条进行了修订。 其中第五十四条修改为：河北南网市场费用分摊按照
新能源企业多消纳多分摊、火电厂(企业)少调峰多分摊的原则，新能源企业与发电负荷率高于火电机组平均发电负荷率的火电机组承担调峰服务费用。新能源企业与发电负荷率高于火电机组平均发电负荷率的火电机组承担调峰服务费用

路径包括：(1)参与调峰、调频等辅助服务，获得辅助服务补偿，(2)减少弃风、弃光电量，增加电费收入，(3)减少电网费用考核，(4)参与电力市场交易获得电价收益，(5)其他。 按照上述盈利模式的确
定性排序，辅助服务收益弃风弃光电量收益减少电网费用考核其他。 其中，新能源配储能参与电力系统辅助服务是收益最为确定的模式。当前，已有16个省区发布了调峰辅助服务补偿机制，储能电站可以为电力系统运行提供调频

、光伏发电并网系统继电保护及安全自动装置、电网系统通信、一次调频装置、AGC/AVC及光功率系统、计费系统等所有涉及到本期新建20MWp需要对古顶水电厂10kV配电室及对侧间隔的升级或改造内容均属于承包人
范围。 (4)项目范围内的场地清表及平整，场地内电力线路、通讯线路等各种设施改迁并承担相关费用。 (5)负责项目(包含光伏本体和送出部分)相关手续的办理并承担相关费用。压矿、规划许可、施工许可、安全

建筑面积约500㎡的综合楼及配套设施、10kV开关柜、保护测控装置、微机五防及监控系统补充、防雷接地、消防系统、光伏发电并网系统继电保护及安全自动装置、电网系统通信、一次调频装置、AGC/AVC及光功率
相关费用。 (5)负责项目(包含光伏本体和送出部分)相关手续的办理并承担相关费用。压矿、规划许可、施工许可、安全评估、环评、水保、消防、防雷、质监、电网手续(除系统接入批复、电能质量报告评审、并网协议

客户提供最优化的储能一体化解决方案，以及高度集成储能逆变器、锂电池等核心设备；与Smart Power公司合作签约德国30MWh储能调频项目 在国内市场，60MW/120MWh！阳光电源的储能
，其中光储融合项目已在美国、日本、英国、马尔代夫、澳洲、非洲等国家和区域，以及在中国西藏、青海、甘肃等地区得到深入应用，所有项目运行稳定，零安全事故，在调频调峰、辅助可再生能源并网、微电网、工商业及

施工工作，送出工程及对端改造、升压站基础、组件支架基础施工。从工程起点至实现全站全容量并网安全稳定240小时试运行(含并网和验收各种证照手续办理和调度协议办理，并承担此过程中发生的各项费用)、消缺、性能
试验、整套系统的性能保证的考核验收、技术和售后服务、完成竣工验收所涉及到的所有工作并承担相应费用(消防备案及验收、质检、防雷接地评估及验收、水土保持验收、环境保护验收、劳动安全及职业健康验收、电力部门

，但随着新能源平价时代的到来，新能源电厂将难以为储能提供足够的分摊费用。而常规电源侧储能主要依托辅助服务实现项目盈利，但辅助服务市场政策尚未成熟，存在一定不确定性。对于电网侧储能，其主要依托于电网企业
的功能，常规电源侧储能则是调频功能，电网侧主要承担系统调峰，用户侧是削峰填谷，各类项目主要围绕应用场景独立运行，储能难以发挥规模化运营效果。如果可以根据项目应用场所进行统一规划，则可以有效避免电网储能

国产化+硅片大型化推动全行业呈现轻资产高ROE属性。以电池片环节为例， 假设固定资产残值率 5%、管理费用率 4%、销售费用率 4%、折现率 5%、所得税率 25%， 我们测算了 1GW 单晶
储能技术铸就未来 100 年人类新一代能源。由于光伏发电输 出功率具有很强的波动性、随机性，而光伏储能技术可以实现削峰填谷、负荷跟踪、调频 调压、电能质量治理等功能。把光伏的平价上网和储能的平价上网

基础施工。从工程起点至实现全站全容量并网安全稳定240小时试运行(含并网和验收各种证照手续办理和调度协议办理，并承担此过程中发生的各项费用)、消缺、性能试验、整套系统的性能保证的考核验收、技术和售后服务
、完成竣工验收所涉及到的所有工作并承担相应费用(消防备案及验收、质检、防雷接地评估及验收、水土保持验收、环境保护验收、劳动安全及职业健康验收、电力部门并网验收并网安评、安全竣工验收、功率调节和电能质量