德国阳光蓄电池的称标电压有2V、12V，电池的基本的单元是2V。
蓄电池的开路电压是指蓄电池在开路状态下的端电压。它等于蓄电池在断路时(即没有电流通过两极时)蓄电池的正极电位与负极电位之差。
充电电压是指蓄电池在充电时外电源加在其两端的电压。阳光A400系列的充电电压是2.27V，A600系列的充电电压是2.25V，理论上达到相应的电压时，电池才是满容量的。
蓄电池放电电压又称为蓄电他的工作电压或负荷电压，是指蓄电池在放电时其两端的电压， 放电终止电压是蓄电池放电时电压下降到不能再继续放电的低工作电压，一般规定固定型免维护蓄电池10小时率放电时单体蓄电池放电的终止电压为1.8v(相对于单体2V蓄电池)。
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国家发改委、国家能源局不久前联合发布电改“9号文”一个配套文件《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，明确鼓励提高新能源发电的消纳比例，随后内蒙古、湖北陆续出台地方版可再生能源电力配额规定，业界期盼多时的国家层面“可再生能源配额制”可谓是呼之欲出。
可再生能源配额制，是指政府用法律的形式对可再生能源发电的市场份额作出的强制性规定。今日本报刊发的《印度可再生能源配额制对我国的借鉴和启示》一文指出，为鼓励可再生能源发展，目前，英国、澳大利亚、德国、日本等18个国家和美国部分州已实施了可再生能源配额制，既有成功的例子，也有失败的教训。相对于美国等国的成功经验，印度实施以“可再生能源购买义务”和“可再生能源证书”为核心的可再生能源配额制对同为发展中国家的我国具有较强的借鉴和启示意义。
文章指出，印度可再生能源配额制的实施结果与预期目标存在较大差距，一方面是因为配额制定中没有充分考虑各地可再生能源发展水平，许多地方没有完成配额，原因在于本地可再生能源资源不足，发电装机容量不够。另一方面是因为缺乏有效的奖惩措施。可再生能源配额制的成功与否，不在于法律体系表面上是否完备，而在于政策措施是否到位和监管的力度。
文章指出，同为发展中国家的印度实施可再生能源配额制，为我们提供了许多有益的借鉴和启示。首先，配额的制定应考虑各地情况和发展水平。其次，可参考印度证书交易制度辅助配额指标的落实。再次，实施配额制应落实有关主体责任划分。后，对实施结果不仅要有“奖励”，也要有“惩罚”。
印度实施以“可再生能源购买义务”和“可再生能源证书”为核心的可再生能源配额制对同为发展中国家的我国具有较强的借鉴和启示意义。未来我国在制定实施可再生能源配额制过程中，制定配额时应充分考虑各地情况和发展水平，落实有关主体责任划分，对实施结果不仅要有“奖励”，也要有“惩罚”。
智库观点
为鼓励可再生能源发展，世界上已经有多个国家实施了可再生能源配额制，既有成功的例子，也有失败的教训。印度实施以“可再生能源购买义务”和“可再生能源证书”为核心的可再生能源配额制对同为发展中国家的我国具有较强的借鉴和启示意义。印度可再生能源配额制的实施结果与预期目标存在较大差距，一方面是因为配额制定中没有充分考虑各地可再生能源发展水平，另一方面是因为缺乏有效的奖惩措施。因此，未来我国在制定实施可再生能源配额制过程中，制定配额时应充分考虑各地情况和发展水平，落实有关主体责任划分，对实施结果不仅要有“奖励”，也要有“惩罚”。
印度可再生能源配额制的基本内容及运作模式
可再生能源配额制，是指政府用法律的形式对可再生能源发电的市场份额做出的强制性规定。目前，英国、澳大利亚、德国、日本等18个国家和美国部分州已实施了可再生能源配额制。相对于美国等国的成功经验，印度实施“可再生能源购买义务”（RenewablePurchaseObligation，简称RPO）的经验教训更值得同属新兴经济体的中国关注和借鉴。2003年《电力法》是印度可再生能源发电（包括太阳能、风电、生物质发电和装机小于25兆瓦的水电）配额制度的基本法律依据。该法律第86条规定各邦的电力监管委员会有权“规定在某一供电区域内从可再生能源中的购电比例”。2006年1月印度政府电力部颁布的《电价政策》文件对电力法中的原则规定进行了细化，要求各邦电监会依据电力法在2006年4月之前推出可再生能源配额，具体配额比例的设置要考虑可用资源以及对消费者终电价的影响。
在RPO机制下，配电公司、直购电用户、自发电用户应从本地可再生能源发电商那里直接购电，也可以在可再生能源交易市场上购买来自其他邦的“可再生能源证书”（RenewableEnergyCertificates，简称REC），来满足RPO的法定义务。REC是印度政府设计的一项以市场机制鼓励可再生能源发电的一项措施，与上网补贴电价FiT机制并行。也就是说，可再生能源发电商可以在FiT机制或者REC机制中间任选其一，但不能两种兼得。如果选择REC机制，那么可再生能源发电除了可以获得与常规能源发电的上网相同的电价之外，还可获得“可再生能源证书”（每1兆瓦时为1单位），进入可再生能源市场交易。为了保证REC的收益和购电者的利益，国家中央电监会为REC的交易价设定了上限和下限。太阳能发电每单位REC的上下限价区间为9300—13400卢比（相当于每度电15—22美分），而非太阳能可再生能源的上下限为1500—3300卢比（相当于每度电2．5—5．5美分）。
迄今为止，除了锡金邦以外，印度辖下的28个地方邦的电监会根据本地的具体情况，针对区域内的配电公司、直购电用户、自发电用户陆续出台了各自版本的RPO，对当年或未来几年的配额作出规定，但没有长期的规划。此外，为配合2010年1月推出的全国太阳能计划，印度政府2011年又对《电价政策》做了更新修正，要求各邦电监会对已有的RPO进行细化，专门出台针对太阳能的RPO，初始低要求达到0．25％，此后逐年提升（到2022年升至3％）。
印度实施可再生能源配额制的经验与教训
印度可再生能源配额制的实施结果与预期目标存在较大差距。2013年可再生能源购买义务的配额比例高的是北部水力资源丰富的喜马偕尔邦，为10．25％（其中10％的非太阳能配额，0．25％的太阳能配额），配额比例低的是资源贫乏的东北部山地梅加拉亚邦，仅为1．1％（0．6％的非太阳能，0．5％的太阳能）。可以说，印度可再生能源配额各自为政，如果从全国范围来看，将各邦所制定的可再生能源配额比例累计叠加，与印度联邦政府发展可再生能源的政策承诺有一定的距离。2013年印度全国各邦总计的非太阳能配额为5．45％、太阳能配额为0．45％，而实际完成的水平分别为3．74％、0．08％。如果将所有实施了RPO的地方邦情况分别来看，约有20个邦未能达标，其中有5个邦RPO达标率接近为零，特别是首都德里几乎交了白卷。目前，由于光伏成本的下降，而REC交易市场的限价依旧，已经基本处于有价无市的状况，大量的可再生能源证书供应在市场上无人问津。
