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《利好光伏！《张家口市集中式光伏项目降碳产品方法学》《雄安新区分布式光伏项目降碳产品方法学》出炉！》

  • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2022-11-22

  • 国际能源网/光伏头条（PV-2005）获悉，11月20日，河北省生态环境厅、河北省发展和改革委员会发布关于印发《张家口市风力发电项目降碳产品方法学》《张家口市集中式光伏项目降碳产品方法学》《雄安新区分布式光伏项目降碳产品方法学》的通知。

    其中，《张家口市集中式光伏项目降碳产品方法学》指出，本方法学适用于在张家口市范围内实施的集中式光伏活动所产生的二氧化碳减排量的核算。

    采用本方法学的项目，应遵循以下适用条件：（1）本方法学适用于张家口市并网发电的集中式光伏项目。（2）集中式光伏项目活动不得违反国家颁布的相关法律法规政策、地方政府颁布的法规政策以及电力行业强制性技术标准。（3）项目计入期开始时间不得早于2016年1月1日。（4）项目申请方应提供减排量未重复申报的申明，承诺项目申请的减排量未在其它减排交易机制下获得签发。

    《雄安新区分布式光伏项目降碳产品方法学》指出，本方法规定了雄安新区相关机关、企事业单位或居民家庭安装及运行分布式光伏发电系统，用于替代化石燃料为主的电网供电，从而相应减少温室气体排放的核算流程和方法。

    采用本方法学核算减排量的项目，应同时满足以下条件：（1）本方法学适用于雄安新区行政区域内的相关机关、企事业单位或居民家庭安装并运行的分布式光伏项目。（2）项目活动不得违反国家和地方政府颁布的有关分布式光伏项目的相关法律法规、政策措施以及相关的技术标准或规程。（3）项目申请方应提供减排量未重复申报的申明，承诺项目申请的减排量未在其它减排交易机制下获得签发。

  • 原文来源：https://www.in-en.com/article/html/energy-2320921.shtml
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  • 《分布式光伏新政：备案管理、权责明确、规范有序》
    • 来源专题：可再生能源
    • 编译者：武春亮
    • 发布时间：2025-02-05
    • 《分布式光伏发电开发建设管理办法》（文中简称《管理办法》），是基于新型电力系统及分布式光伏新变化、新特征、新趋势、新发展而作出的调整，体现了与时俱进、实事求是、规范治理的原则，有利于分布式光伏发电行业高质量可持续发展。“鄂电价格”将通过系列学习报告，分析政策的核心、要点，提出思考和建议，推动分布式光伏新政走深走实，促进分布式光伏发电“量增”“质升”。 分布式光伏增速超常 近年来，分布式光伏项目发展增速十分惊人、数量庞大，规范备案管理才能做到有据可查、有迹可循！ 据国家能源局最新数据，截至2024年底，全国分布式光伏发电累计装机达到3.7亿千瓦，是2013年底的121倍（2013年底累计并网分布式光伏310万千瓦、占全部光伏发电装机比重16%），占全部光伏发电装机的42%，占全国发电总装机的11%。 新增装机方面，2024年分布式光伏发电新增装机达1.2亿千瓦，占当年新增光伏发电装机的43%。 发电量方面，2024年分布式光伏发电量3462亿千瓦时，占光伏发电量的41%。 单个分布式光伏项目并网容量一般低于30千瓦或6000千瓦。 42%、43%、41%，三组数据表明：无论累计装机、新增装机或是发电量，分布式与集中式并举和等量齐观的态势十分明显，分布式光伏发电已经成为能源转型的重要力量。 可以说，分布式光伏基本占据光伏市场的“半壁江山”，已经从“小而优”成长为“多而强”“多而散”。 规模如此庞大、分布如此广泛的分布式光伏发电项目，国家必须加强对其开发建设与运行的全过程监测，才能进一步规范分布式光伏开发建设管理、优化营商环境、提高接入电网服务效率，促进分布式光伏高质量发展。 因此《管理办法》规定：分布式光伏发电项目实行备案管理。备案信息应当包括项目名称、投资主体、建设地点、项目类型、建设规模、上网模式等。 谁投资、谁备案 备案管理方面，《管理办法》最大的变化即明确了“谁投资、谁备案”的原则。其中： 自然人户用分布式光伏发电项目由自然人选择备案方式，可由电网企业集中代理备案，也可由自然人自行备案； 非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目由投资主体备案； 国家能源局指出，近年来“农户出屋顶、开发商出资”的分布式光伏项目仍以农户名义备案，导致企业与个人权责明显不对等，存在一定金融风险和安全等隐患，为维护农户利益不受侵害，本次《管理办法》强调“非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案”。 当然，新政策也给予了充足的衔接过渡期，明确了新老划断的例外条款，即：对于“非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案”这项禁止性规定，本办法印发前已由自然人备案的，可不作备案主体变更，仍按原备案项目类型管理，但投资主体应当主动向备案机关和电网企业告知相关信息，明确承担项目运行维护的主体及相应法律责任，不得转嫁不合理的责任与义务，不得采用欺骗、诱导等方式侵害自然人合法权益。 对于非自然人户用分布式光伏，允许合并备案并分别接入电网。合并备案需满足以下条件：投资主体相同、备案机关相同、单个项目的建设场所、规模及内容明确。其余情况不得将分布式光伏发电项目合并备案。 本来备案程序是比较复杂的，这次大大简化了先前审批备案的程序。体现了国家层面鼓励和规范相结合的原则，对于分布式光伏，该支持的支持，该坚持的坚持。 备案变更规范有序 此前，《征求意见稿》规定“项目建设地点发生变化的，分布式光伏发电项目投资主体应重新备案”。 这次《管理办法》相当于简化了变更程序，尽量减少重新备案情形。 对于上网模式的变更，在《管理办法》第35条有规定，“项目投资主体可根据电力用户负荷、自身经营状况等情况，按照第五条规定变更上网模式一次，同时进行备案变更并告知备案机关，电网企业协助做好接网调整，项目投资主体与电网企业及其调度机构应当重新签订并网调度协议和购售电合同”。 除大型工商业分布式光伏外，项目投资主体可根据电力用户负荷、自身经营状况等情况，按规定变更上网模式一次，即自然人户用、非自然人户用可在全额上网、全部自发自用或自发自用余电上网三种模式中再次选择一次，一般工商业可在全部自发自用或自发自用余电上网二种模式中再次选择一次。 再次选定后，不允许第三次变更，有利于稳定预期，降低电网企业配电网接网投资调整频率，降低全社会投资成本。 此外，对于大型工商业分布式光伏项目，《管理办法》规定了两种情形可以调整：一是在电力现货市场连续运行地区，全部自发自用模式可调整为自发自用余电上网模式参与现货市场；二是在电力用户负荷发生较大变化时，可将项目调整为集中式光伏电站（具体调整办法由省级能源主管部门会同电网企业确定）。 建档立卡意义重大 由于分布式光伏发电项目具有规模小、布局分散、发电量不稳定等特性，特别是自然人分布式光伏项目，点多零散，参照数字化管理方法，给每个项目赋予一个具有唯一身份标识的建档立卡号，有利于提高管理效率，避免后续监管和服务过程中产生混乱。 《管理办法》提出：建档立卡方面，省级能源主管部门依托国家可再生能源发电项目信息管理平台，组织开展分布式光伏发电项目的建档立卡工作。时间上，要求分布式光伏发电项目应当在建成并网一个月内，完成建档立卡填报工作。 自然人户用分布式光伏发电项目原则上由电网企业负责填报并提交相关信息； 非自然人户用、一般工商业、大型工商业分布式光伏发电项目应当由项目投资主体负责填报，电网企业提交相关信息。 建档立卡的分布式光伏发电项目按全部发电量核发绿证，其中上网电量核发可交易绿证，项目投资主体持有绿证后可根据绿证相关管理规定自主参与绿证交易。 分布式光伏发电项目的建档立卡号，是项目全生命周期的唯一身份识别代码，是后续光伏发电消纳监测预警、核发绿证、入市交易、电费资金支付及全生命周期管理的前提。因此《管理办法》提出建档立卡填报工作必须在一个月内完成。
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  • 《减碳光伏无限好》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2021-01-07
    • 在浙江省衢州市江山市的低丘荒坡坐落着200兆瓦地面电站，这是由浙江正泰新能源开发有限公司投资建设运营的国内最大林农光互补地面电站，这个投资近20亿元，占地6300亩，装机200MW的地面电站年均发电量2亿度，可满足江山市居民一年的用电需求，运营25年，可减少碳排放453万吨，节约标准煤163万吨。 正泰江山200MW林农光互补电站是国内分布式光伏的典范。在二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的背景下，风电、光伏再次站上高点，成为环保领域的先锋队与主力军。2021年全国能源工作任务上也定调，“要加快风电光伏发展，风电、光伏发电新增装机总量较‘十三五’有大幅增长。” 政策红利 风电、光伏的发展离不开政策的持续利好。碳达峰、碳中和以及2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右的目标，明确了光伏、风电等未来在碳减排中将发挥重要作用。 2020年12月12日，中国主要领导人在联合国气候雄心峰会上发表重要讲话并宣布，到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。而此前中国官方指出，中国将力争在2030年达到二氧化碳排放峰值，努力在2060年实现碳中和。 12月16日至18日中央经济工作会议在京举行，会议明确2021年要抓好八项重点任务，其中第八项指出要做好碳达峰、碳中和工作。 根据截至2020年9月底数据显示，中国风电、光伏并网装机距离12亿千瓦还有近7.5亿千瓦的差额，推动风电和光伏加速发展，将成为中国实现能源结构调整的关键。 政策屡屡释放“大红包”，风电、光伏行业也纷纷应和。 国家能源局新能源司副司长任育之日前透露，初步预计2020年光伏新增装机可能达到35GW左右，持续8年全球第一，光伏的利用率保持高水平。任育之还预测2020年年底光伏发电的累计装机将达到2.4亿千瓦，年底光伏发电从规模上将超过风电，成为全国第三大电源。 光伏行业协会预计“十四五”期间，中国年均新增装机有望达70-90GW，全球年均有望达222-287GW，远超目前水平。 2020北京国际风能大会暨展览会上，风电行业设定了与碳中和国家战略相适应的发展空间：保证年均新增装机5000万千瓦以上。 作为风电行业最大的整机厂商，金风科技总裁曹志刚2020年10月15日在接受《华夏时报》记者采访时表示，现在方向已经明确，就是要将可再生能源的规模，从原来占比不高的主力能源发展成为真正的主力能源。 “对比中国和德国的可再生能源发电数据后可以发现，2019年的可再生能源中，风电在全网发电量中占5.5%，光伏占3%，合计8.5%。而德国2019年的风电在全网容量中占24.67%，光伏占9%，合计超过了33%，接近三分之一来自于可再生能源，从定位的角度看，我们期望风电可以变成真正的主力能源。”曹志刚还表示。 中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩撰文指出，“中东南部地区完全可以大规模开发本地风能资源，实现‘电从身边来’，落实中东南部地区的碳达峰和碳中和目标。” 站上风口 “碳中和”引爆市场，风电、光伏产业链企业在二级市场被点燃，更有光伏企业获得了资本青睐。 2020年以来，隆基股份从1月2日开盘24.7元/股，到12月29日收盘报88.4元/股，近一年时间，隆基股份大涨257.9%，市值早已突破3000亿元，坐上光伏产业链头把交椅；另一家获得高瓴资本投资的光伏企业通威股份市值则也早已突破1500亿元，从1月2日开盘13.11元/股，到12月29日收盘报36.95元/股，股价大涨181.85%；光伏逆变器龙头阳光电源市值也一度达到1000亿元，坐上第三把交椅。 与此同时，诸多风电、光伏产业链公司也在2020年IPO。上能电气、赛伍技术、天合光能等在内超10家光伏企业上市；风电企业也不落后，12月17日，中国三峡新能源（集团）股份有限公司IPO首发过会。 为了实现“碳中和”战略目标，国家相关能源企业积极响应，纷纷调高了“十四五”期间相关的新能源发展计划。各大央企表示未来可再生能源将“倍速”增长，并调高了光伏等可再生能源的“十四五”装机规模。 此外，油气公司、核电公司也加速入场新能源领域。近日，中国石化集团资本有限公司宣布投资入股常州百佳年代薄膜科技股份有限公司，布局光伏发电新能源、新材料领域。 中海油与中广核则更“偏爱”海上风电。自2019年初以来，中海油重新按下开启海上风电业务的按钮。中海油董事长汪东进在2020年上半年曾透露，目前中海油正在商谈的风电项目，主要有广东沿海地区、江苏沿海地区和山东沿海地区。 12月16日，随着最后一台机组的并网，中广核新能源广东阳江南鹏岛40万千瓦海上风电项目实现73台风机全容量投产运行。“阳江南鹏岛海上风电项目顺利投运，为即将到来的海上风电建设高潮树立了行业标杆。”中广核新能源执行董事、总经理李亦伦表示。 发展闯关 政策利好归政策利好，但是要将政策真正落地，风电、光伏才能长久发展，这其中最主要解决的则是消纳这个“老大难”问题。 国家能源局法制和体制改革司司长朱明12月21日在接受媒体公开采访时表示，“十三五”新能源发展面临的最大的问题就是消纳的问题，“十四五”面临消纳和接入两个问题并存，所以说要解决消纳问题，首先要加快构建适应高比例可再生能源发展的新型电力系统，也就是新一代电力系统；另一方面，切实完善和落实可再生能源电力消纳的保障机制。 中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎在接受《华夏时报》记者采访时表示，在平价上网的情况下，风电和光伏的发展瓶颈主要是在消纳，消纳问题比较复杂，如果按照三大电网[国家电网、南方电网、内蒙古电力（集团）有限责任公司]2020年给光伏、风电消纳空间（装机量）约在83GW左右，是超过了风电与光伏新增装机量，但电网给出的消纳区域与适合新能源装机的区域匹配程度有一定的差异。 “比如电网给江苏省、浙江省的消纳空间不小，但由于土地等问题，这些省份并不能做很多风电、光伏项目，内蒙古、新疆土地资源、风光资源丰富，但是消纳又压力很大。这就需要新的技术手段，比如电网通过增加灵活性、新的电价机制、可再生能源配额制等政策来解决这个问题。”彭澎认为。 而对于消纳问题存在区域性匹配错位的问题，新能源+储能被视为一个好的解决方案，但目前储能成为发电企业的标配，平价下突增的成本也让发电企业吃不消。 对此，彭澎认为，发电企业直接增加储能的社会效率比较低，建议有独立的第三方储能，但储能成本有相应的分担机制，新能源发电企业、用户与电网共同分担，最大价值发挥储能作用。
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