今年可再生能源电力总量配额指标在何时发布

2019年已经过半。变革与不确定仍然是中国的能源领域将要面对的现实，新的机遇和挑战正在加速行业洗牌。面对变革，唯有立足当下厘清趋势，才能把握时代的机遇才能迎接未来的挑战。

那么，2019年，中国的能源领域正在发生着哪些故事呢？

电力体制改革加快跨省电力交易扩大

2018年12月25日，国家电网公司召开发布会，明确下一步将着力抓好10项重点工作，不断把全面深化改革向纵深推进。

次日，国家发改委、国家能源局发布《关于请报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》，明确为加快向 社会 资本放开配售电业务，将继续组织开展第四批增量配电业务改革试点。

2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，由此拉开2019年我国的电力体制改革序幕。随着今年电力体制改革的推进，电力现货市场建设正进一步加快，跨省区电力交易规模正持续扩大。可以说，2019年我国电力体制改革取得标志性成果。有望取得关键突破。

油气体制改革加速管网独立取得突破

2018年，关于“油气管网独立、国家管道公司将成立”的消息频频传出。从国家对能源体制改革基本思路“管住中间，放开两头”来看，管网分离是油气体制改革的必由之路，此举有利于油气公司进一步深化混合所有制改革。要真正有效打破油气领域垄断，推动油气领域纵向产业链的市场化、专业化分工，首先要实现真正的油气与管网的分离，2019年是关键一年。

新能源车逆势上行氢能源是大势所趋

2018年经济下行压力较大，导致 汽车 销量一路走低，但新能源车却保持产销量持续高速增长。氢燃料电池 汽车 因其具有良好的环境相容性、能量转换效率高、噪音小、续航里程长、加注燃料时间短、无需充电等特点，被视为很有前景的清洁能源 汽车 。目前，国内用于示范的氢燃料电池 汽车 已达200余辆，累计运行里程10余万公里。2019年氢能源 汽车 产值将迎来高速发展期。到2030年我国氢能 汽车 产业产值有望突破万亿元大关。

天然气供需仍处紧平衡

中国已于2017年超过韩国成为世界第二大液化天然气(LNG)进口国，超越排名首位的日本已隐约在望。

2019年，国家层面为天然气保供做足了准备。天然气产量和供应量再创新高，储气能力建设进展明显，预计全年天然气增产100多亿方、增供300多亿方，冬季取暖期供应量与去年同期相比，日均增加约1亿方。预计2019年全年，天然气供应量将继续稳步增加，但随着治理大气污染、“煤改气”的继续推进，天然气供需仍将处于“紧平衡”状态。

光伏步入平价时代光储一体渐成趋势

在经历了前两年的突飞猛进后，维持新能源装机的可再生能源基金不堪重负，补贴缺口巨大。光伏的未来取决于是否能平价上网，降成本能力成为该行业核心竞争力。

2019年已经开始“以点带面”，开启光伏平价时代。随着储能技术的快速提升和成本的不断下降，“光伏+储能”将在未来能源领域扮演重要的角色，2019年有更多企业布局这一领域。

风电产业全年回暖海上装机稳步向前

2018年风电行业加快推动海上风电和分布式风电发展步伐，在此前连续两年装机量下滑的态势下，实现了局面的扭转。海上风电曾是行业发展的短板，经过3年多的发展，无论是在可开发资源量上，还是技术政策层面上，我国海上风电目前已基本具备大规模开发条件。目前，风电企业经历两轮周期洗礼，龙头企业的竞争优势十分明显。预计2019年风电装机规模将呈现全年回暖的状态，达到30GW左右的水平。

配额制艰难出台鼓励新能源发展

2018年末，国家能源局再次下发征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见函，这是继2018年3月、9月以来，配额制第三次征求意见。可以说，艰难出台的配额制将为新能源发展增添一大驱动力，从地方政府、电网公司的角度，形成新能源发电量、输电量的考核压力，从而鼓励新能源的发展。预计，2019年度配额指标将于上半年发布。

国网混改再提速特高压迎建设高峰

2018年9月，国家能源局下发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》。通知提到，将在2018年、2019年两年间核准9个重点输变电线路，共涉及“七交五直”12条特高压线路，这是继2012年大规模规划建设特高压之后的又一个建设高峰。2018年末，国家电网公司召开新闻发布会，宣布在前期增量配电、交易机构和抽水蓄能电站等混合所有制改革 探索 的基础上，继续加大“混改”范围和力度，推出向 社会 资本首次开放特高压建设投资等一系列举措。

值得注意的是，除国内市场打开外，特高压海外市场前景也十分广阔。一般而言，特高压建设周期在2年—3年左右时间，这意味着2019年会成为交货大年，2020年设备厂商或将迎来业绩高峰。

“三弃”问题有缓解新能源高质量发展

据国家能源局数据显示，2018年前三季度，可再生能源发电消纳情况持续好转，弃电量和弃电率保持下降趋势。预计2019年，全国可再生能源发电利用率进一步提升，弃电量和弃电率保持在合理水平，到2020年基本解决弃水弃风弃光问题。

促关联产业发展

煤化工市场重回快车道

在2018年12月召开的全国能源工作会议上，有关领导强调，科学有序推进煤制油、煤制气等示范项目。在国家能源安全和油价缓慢回升的形势下，煤化工市场正在重回快车道。目前，我国煤制油、煤制天然气等现代煤化工技术尚属新行业，煤化工项目投入和产出规模大，对带动关联产业发展和促进地方经济活力影响深远。同时，由于煤化工项目涉及水资源消耗、土地占用、环境污染，以及产品质量标准、定价、市场准入等问题，我国现代煤化工产业发展面临着产业政策不完善、重视不足等问题，一些核心技术、设备也受制于人。

但作为国家支持的能源行业发展方向，预计2019年，煤制油、煤制气产业政策将逐步完善。

此次明确各省级行政区域内的绿证交易在省级电力交易中心实施，跨省绿证交易在北京电力交易中心和广州电力交易中心进行。

可再生能源电力配额及考核办法》，在配额的制定、实施、绿证交易和监督考核等内容更为细致明确。

实施可再生能源配额的义务主体明确为省级电网、地方电网、配售电公司、独立售电公司、电力直接交易用户以及拥有自备电厂的企业，一共六类。在配额指标上，对19个省调高了2018年总配额指标，24个省调高了2020年指标。

与配额制配套的是“绿证交易”，即对完成配额义务主体的配额核发绿证，发电企业、配额义务主体之间可进行自由交易。

《中国经营报》记者获悉，配额制政策有望在2018年年底出台实施。

配额指标总体提高

最明显的变化，首先是将可再生能源电力配额的义务主体进行了六种分类，明确了其承担配额的计算方式。

department

of

land

transport

)下属的一家最大的运输公司。

那么rps订单就是与该公司签署的订单。

可再生能源配额制(renewable

portfolio

standard）也是简称rps不过我想基本不可能表达这个意思

1月14日本报记者从中国农机协会风力设备分会获知该消息。共有26家企业参与本期4个项目的竞标。该分会秘书长祁广生告诉记者：“参与此期竞标者主要还是国有发电企业，民营企业与外资企业都没有独立参与竞标。”

令外界颇为关注的是，此次招标一改以往“低价者胜”的招标方案，而采用“中间价”的模式。“与前四次最大的不同是谁出价更接近平均价，谁得分就更高。”中国水电工程顾问集团新能源项目教授级高工施鹏飞说。

风电特许权项目招标始于2003年，由于竞标企业争先压价以获取风电资源，导致特许权项目价格低于一般项目的审核价格。各发电集团争夺特许权项目是为完成国家规定的可再生能源发电配额做准备。

施鹏飞表示，此次采用中间价竞标对改善风电上网价格形成机制是个利好。多位风电专家均认为，非理性出价不利于风电上网价格形成，也导致风电产业发展过热。

目前，国内风电电价采用招标和核准两种模式。而值得注意的是，广东省已于近期率先采用风电标杆价，开启了国家风电“固定电价”的先河。

招标新政

第五期风电特许权招标项目包括内蒙古北清河风电场、内蒙古乌兰伊力更风电场、河北围场御道口风电场和甘肃玉门昌马风电场4个项目，总装机容量95万千瓦。本期招标是去年11月30日正式开标的。

记者获悉，此次招标在电价权重上依然保持25％比例，但在评分体系上，根据所有通过初评的投标人的投标上网价格，去掉一个最高价和一个最低价，然后算出平均投标电价，谁越接近平均投标定价，得分越高。

祁广生表示：“采取这个方式招标，避免了恶性低价的竞争局面。虽然还不是最合理的价格，但是比往届价格都有所提高。”施鹏飞也认为，此次中标价格虽然还是相对偏低，但已开始向合理理性回归。

“竞标价是国家为未来制订风电上网电价的重要依据，但竞标者往往是以取得项目抢占优质资源为出发点，而不是以项目投资收益为出发点，这种非理性出价导致竞标价格与合理水平相差甚远。这不仅不利于风电未来合理定价，也不利于整个风电产业的发展。”施鹏飞指出。

迄今开展的五期风电特许权招标共15个项目，总装机容量330万千瓦。但前四期由于“价格战”导致特许权项目价格明显低于一般项目的审核价格。

据施鹏飞介绍，第一、二期风电特许权项目明确规定承诺上网电价最低的投标商中标，结果实际中标的上网电价远低于合理范围，甚至出现了像0.382元／千瓦时（含税，下同）夺标的低价。2004年第二期特许权项目招标，北京国际新能源竞标联合体以此低价中标内蒙古辉腾锡勒风电场项目。

祁广生认为：“这种恶性竞争导致中标价格明显低于成本价格。”各竞标体都不以风能评估数据为出价标准，出价偏离理性水平。最明显的案例是如东项目连续两年招标，风能资源和其他条件几乎完全相同，而华睿公司2003年和2004年的投标上网价格却相差0.16元／千瓦时，飙升40％。

“低价为王”使得发改委不得不改变竞标方案。第三、四期的招标降低了价格的评选权重，但效果并不明显。第三期电价占项目评选权重调整为40％，第五期再减少至25％。据公开资料显示，除第四期巴音项目是出价第二低的竞标人夺标外，其它四个项目仍然是上网电价最低的投标商。

据介绍，第五期特许权招标方案另外一个重要的调整是对风电机组制造商参与投标的具体规定方面。对于其生产的同一种机型，在同一项目上可以与不超过三家的投标人签署供货协议。而在以前几期招标中，供货协议都必须是一对一、排他性的。

风电过热

为何企业宁愿亏本也想夺得特许权招标项目？施鹏飞告诉记者：“这是进入风电领域和扩大风电装机容量最简单的方法，看重的是风电未来的前景。”

据了解，采用特许权招标的项目装机规模比一般项目都要大，且国家在立项前已完成项目的前期工作。祁广生指出：“对于企业来说，这样可以少走很多弯路，国家把前期工作弄好了，所以通过这种方式取得项目可以避免许多麻烦。”

同时，上述两位专家都指出了各能源企业抢“风”更深层次的原因：各电力企业都在为完成新能源发电配额储备装机容量。

早在2006年1月，国家发改委发布的＜可再生能源发电有关管理规定＞指出：“发电企业应当积极投资建设可再生能源发电项目，并承担国家规定的可再生能源发电配额义务。”但具体配额指标迟迟没有出台。

施鹏飞对记者表示，国家有意要求装机容量超过500万千瓦，发电投资商在2010年除水电外，可再生能源配额达到3％，2020年达到8％。“由于生物质能发电目前发展并不顺利，所以各大发电集团把这部分指标押在风电上。”

专家指出，对于各国有发电集团来说，风电造成的亏损都可以从火电项目里补足。同时，施鹏飞表示：“五大发电集团也面临着做大做强的压力，虽然2002年电改时为打破垄断成立五大发电集团，但由于国资委要求各行业央企要争取做到前三，所以各发电集团积极加码风电装机容量。”

1月9日，华电集团及其下属公司达成协议，由中国华电、华电国际(4.73,-0.05,-1.05%)、华电能源(3.74,-0.05,-1.32%)、贵州水电及华电工程订立增资协议，共同向华电新能源公司注资1.52亿元。增资完成后，华电集团注入华电新能源的资金将达2.54亿元，持有后者51％的股份，并由此做大风电业务。

国家支持风电的发展，但施鹏飞和祁广生都认为目前风电的发展速度是非理性的，“明显过热”。公开资料显示，风电装机容量已经连续两年增长速度超过100％，到2007年年底总装机容量已超过500万千瓦时，提前三年完成国家提出的2010年风电装机容量目标。

施鹏飞指出，风电过热表现之一是盲目立项，有些项目没开展足够的前期工作，跟电网也没充分协调。“上海东海大桥海上风电场立项前就连一座测风塔都没有。”“有些地方政府和企业只管装机容量而不管未来能不能发电，能发多少电。”

其次，对风机设备是个严峻考验。“样机还没经过严格试验就大批量生产，两三年后很多风电场肯定会为此付出代价。”祁广生也指出：“有些产品还没有安装，就已经有定单了，它没有经过一个逐步的完善的过程，这对我国风电设备的发展是不利的。”

定价机制争议

风电价格形成机制是近年来风电产业关注的焦点，关于招标定价与固定定价的争议也已持续多年。祁广生认为：“从行业发展的角度来看，风电采取招标定价的方式不是太好，如果采用固定电价会好一些。”

目前，国内风电电价采用招标和核准两种模式。施鹏飞指出：“国家是想通过招标定价为未来确定风电电价做参考，但目前即使同等条件的风电场，招标电价也相差很大，而且什么项目应该招标也没有明确。”据了解，相关政策只规定高于5万千瓦的项目需要国家发改委批准，其它项目由地方政府批准。

＜2007年风电发展报告＞也指出：“资源条件差异形成的价格差别正常的，但是价格形成机制的因素造成的价格差异，往往容易成为人们批评的焦点。”例如，在同一时期建设运行的南澳岛的3个风电场，价格各异，高低相差高达0.28元。

施鹏飞对记者表示：“固定电价更有利于产业的发展，但也要有一个形成过程，且各地资源不同，可以根据不同区域的情况实行不同的价格。”祁广生也认为，即使实行固定电价，南方和北方也应该有所区别。

就在各方对风电价格争论之际，广东省在2007年12月1日起率先实行风电标杆价，开启了国家风电“固定电价”的先河。目前暂定为0.689元／千瓦时（含税），原上网电价高于这一标准的维持原有标准不变，其中实行招标的项目按照招标确定的价格执行。

施鹏飞认为：“这个价格相对于广东省内的风电资源情况是比较合理的，基本上就是在当地燃煤机组标杆电价基础上加价0.25元，等同于发改委规定的生物质能发电加价政策。”

平安证券电力行业分析师窦泽云对本报记者表示：“广东风电实现标杆价将使行业合理盈利得到保障，有利于吸引更多的投资者参与投资。”

根据＜可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法＞，风电电价高出当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分，由可再生能源电价附加支付，高出部分由全国分摊。可再生能源电价附加按照0.001元／千瓦时的标准在销售电价中征收。

全球二氧化碳的大量排放不仅造成严重的环境污染问题，也造成全球灾害性天气频发，严重的威胁着人类和地球其它生命的生存。

碳达峰、碳中和目标的出台，为我国未来绿色低碳发展绘制了美好蓝图。但也要看到，我国处于工业化发展阶段，工业技术和耗能、排放水平比发达国家仍有较大差距，我国要实现碳达峰和碳中和的目标面临着巨大的压力和挑战。要实现这个目标，我国不仅要努力提高制造业技术水平，加大节能减排力度，更需要改变能源结构，减少高耗能。

我国碳达峰和碳中和的目标的确定，将进一步推进绿色经济发展和城镇化、工业化、电气化改革，对新能源特别是电力清洁化发展有着重要意义。

近年来，碳排放交易已经逐渐成为一个热门话题。今天我们来谈谈光伏发电站到底能减排多少二氧化碳温室气体。

我们以一个1MW的光伏发电站为例来做计算。首先需要说明的是我国地缘辽阔，各地的太阳能辐射资源不同，不同地区安装的同容量的光伏发电站的发电量是有很大差异的。如果我们以江浙地区和甘肃河西走廊地区的光伏发电站为例来做分析。

▲工商业屋顶光伏电站

我们知道，江浙一带的最佳倾角光伏阵列表面年太阳能辐射量通常在1300kWh/m²左右，而西北地区河西走廊一带太阳能辐射资源比较丰富，大约是2000kWh/m²左右。

江浙一带的1MW光伏发电站电站首年发电量可达100万kWh。

河西走廊一带的1MW光伏发电站电站首年发电量可达160万kWh。

与常规煤热发电站相比，1MW的光伏发电站每年分别可节省405-630吨标准煤, 减排1036-1600吨二氧化碳，9.7-15.0吨二氧化硫，2.8-4.4吨氮氧化物。

按照目前碳排放40元/吨左右的平均交易价格计算，1MW的光伏电站每年碳减排交易的收益约4.1-6.4万元左右。

1997年，全球100多个国家签署了《京都议定书》，碳排放权成为了一种商品，碳交易成为碳减排的核心手段之一。目前，全球有几十个碳交易体系。2020年，全球碳市场交易规模达2290亿欧元，同比上涨18%，碳交易总量达103亿吨。碳排放价格从平均每吨25欧元翻倍至2021年5月初的每吨50欧元左右。

我国碳交易工作也已经开展了十余年了，全国有北京、天津、上海、重庆、湖北、广东、深圳、和福建等八个地区已经开展了碳交易试点，完成了近5亿吨二氧化碳排放量的交易，成交额上百亿元。同时各地科技厅等部门都有从事的清洁能源机制的机构或碳排放管理部门。

据了解，目前我国碳排放交易价是每吨20-52元，和国际市场比，碳排放价格还是比较低的，但是随着国家“双碳”目标和国际化的推进，碳排放价格上涨的趋势是必然的。我国目前有装机240GW的光伏发电站，年发电量1172亿kWh减排二氧化碳11684.8万吨。每年有价值约4000万元-6000万元的排放配额指标可用于市场交易。光伏发电不仅可以直接通过售电获得经济效益，同时还可以通过碳排放交易获得额外的经济收入。

我们认为，未来我国将进一步加大各地碳排放配额管理和发展碳排放市场交易，推动新能源的发展和“双碳”目标的实现。

（注：计算公式：1 度电 = 0.39 kg 煤 = 0.997 kg 二氧化碳 = 0.00936 kg二氧化硫 = 0.00273 kg 氮氧化物）

那如何计算二氧化碳减排量的多少呢?

以发电厂为例，节约1度电或1公斤煤到底减排了多少“二氧化碳”?

根据专家统计：每节约1度(千瓦时)电，就相应节约了0.328千克标准煤，同时减少污染排放0.272千克碳粉尘、0.997千克二氧化碳、0.03千克二氧化硫、0.015千克氮氧化物。每使用光伏电站所发的一度电是同样道理。

以1MWp光伏电站为例。

减少二氧化碳减排量：

近日，浙江省乐清市有序用电工作领导小组办公室文件印发 乐有序用电办[2021]4号《关于调整C级有序用电方案的通知》，文件中明确：轮到停用的企业当天0点到24点全部停止生产用电，但是企业屋顶光伏发电不在控制范围！免受限电影响，能控制用电成本还想增加碳交易收入的各位企业可以尽快在屋顶安装光伏电站了！

光伏电站碳交易额外创收计算案例

这里以上数据可以看出，1MW光伏电站每年可以减少1196.4吨的二氧化碳减排量。按20元/吨（23日碳市场收盘价43.85元/吨）成交价计算，这座1MW的光伏电站每年可获得2.4万元左右的收益。25年将获得60万左右收益，这还没有算更高的发电收益。按市场价格（排除原料涨价因素），一座1MW光伏电站的投入成本大概350万左右，碳排放权交易给工商业光伏电站带来的额外收益还是非常明显的！

一、年发电量是多少？

根据北京市太阳能资源情况，安装角度为35°时，光伏年峰值利用小时数为1536.65h，考虑到79%的系统效率，等效年发电利用小时数为1213.95h，在25年的运营期，光伏组件的发电衰减率按20%计算。

根据分布式光伏发电量常用的简化计算公式：L=W×H×η，其中L为年发电量，W为装机容量，H为年峰值利用小时数，η为光伏电站的系统效率，H×η为年等效利用小时数。

计算可知，20kW光伏电站的首年发电量为：

20kW×1213.95h=24.28MWh

按照10年衰减10%，25年衰减20%计算，25年的发电量情况见下表：

表1 北京地区20kW分布式光伏电站发电量计算

二、碳减排量是多少？

根据《联网的可再生能源发电》、《可再生能源并网发电方法学》、《广东省安装分布式光伏发电系统碳普惠方法学》等与分布式光伏发电相关的自愿碳减排量核算方法学，分布式光伏碳减排量核算周期以自然年为计算单位，减排量即为基准线排放量，也就是不安装使用分布式光伏发电系统，使用电网供电所产生的二氧化碳排放量。简化的减排量计算公式：

式中：ERy为安装并运行分布式光伏发电系统在第y年的减排量（tCO2/yr），BEy是第y年的基准线排放量（tCO2/yr），EGPJ,y是第y年由于安装分布式光伏发电系统并运行所发电量（MWh/yr），EFgrid,CM,y是第y年区域电网组合边际CO2排放因子（tCO2/MWh）。

根据《CM-001-V02可再生能源并网发电方法学》(第二版)，组合边际CO2排放因子EFgrid,CM,y计算方法如下：

式中：EFgrid,OM,y和EFgrid,BM,y分别为第y年电量边际排放因子和容量边际排放因子，单位均为tCO2/MWh，采用国家发改委最新公布的区域电网基准线排放因子。WOM和WBM分别为电量边际排放因子和容量边际排放因子的权重。

根据方法学规定，对于太阳能发电项目，第一计入期和后续计入期，WOM=0.75，WBM=0.25。

查阅官方资料，最新公布的排放因子为生态环境部2020年12月29日发布的2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子。

北京市属于华北区域电网，其2019年度的组合边际CO2排放因子：

按照2019年度的电网基准线排放因子，北京地区20kW分布式光伏电站的首年碳减排量为：24.28×0.8269=20.08（tCO2）；

25年运营期的年均碳减排量为：21.62×0.8269=17.88（tCO2）；

25年的总减排量为：540.45×0.8269=446.9（tCO2）。

随着清洁能源装机比例的不断提高，电网基准线排放因子也有逐年降低的趋势，因此，实际核准的总碳减排量可能会比本文计算结果偏低。

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三、碳交易实现路径？

上节计算得出了分布式光伏的碳减排量，怎样才能在碳市场通过交易获得收益呢？

财政部于2021年8月在对关于可再生能源补贴问题的回复中指出：“将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”。以下分别从碳交易和绿证交易进行分析。

一、CCER碳交易是什么?

具体而言，CCER是指国家核证自愿减排量，排放企业需要按照减去自愿减排量的排放量来进行生产经营活动，如果排放超额，就要受到处罚，如果不想受到处罚，则可以向拥有多余配额的企业购买排放权。

在这一机制下，可以促进企业进行技术升级来减少碳排放量，从而达到节能减排的效果，同时也提高了生产经营效率。

目前我国的碳排放交易体系正在不断的完善当中，国内首个碳排放交易市场于2013年6月18日在深圳启动，目前国内共有7家碳排放交易所，碳排放交易第一阶段涉及16个行业，包括钢铁、石化、有色、电力等10个工业行业，以及航空、港口、机场、宾馆等6个非工业行业。

二、如何申请CCER

1、申请的过程

2、申请过程项目业主的工作

三、项目开发的前期评估

项目开发之前需要通过专业的咨询机构或技术人员对项目进行评估，判断该项目是否可以开发成为CCER项目，主要依据是评估该项目是否符合国家主管部门备案的CCER方法学的适用条件以及是否满足额外性论证的要求。

方法学是指用于确定项目基准线、论证额外性、计算减排量、制定监测计划等的方法指南。截止到目前，国家发改委已在信息平台分四批公布了178个备案的CCER方法学，其中由联合国清洁发展机制（CDM）方法学转化173个，新开发5个；含常规项目方法学96个，小型项目方法学78个，林业草原项目方法学4个。这些方法学已基本涵盖了国内CCER项目开发的适用领域，为国内的业主企业开发自愿减排项目提供了广阔的选择空间。

另外，《指南》也规定了国内CCER项目开发的16个专业领域，如下表所示。

额外性是指项目活动所带来的减排量相对于基准线是额外的, 即这种项目及其减排量在没有外来的CCER项目支持情况下, 存在财务效益指标、融资渠道、技术风险、市场普及和资源条件方面的障碍因素, 依靠项目业主的现有条件难以实现。

如果所评估项目符合方法学的适用条件并满足额外性论证的要求，咨询机构将依照方法学计算项目活动产生的减排量并参考碳交易市场的CCER价格，进一步估算项目开发的减排收益。CCER项目的开发成本，主要包括编制项目文件与监测计划的咨询费用以及出具审定报告与核证报告的第三方费用等。项目业主以此分析项目开发的成本及收益，决定是否将项目开发为CCER项目并确定每次核证的监测期长度。

2.项目开发流程

CCER项目的开发流程在很大程度上沿袭了清洁发展机制（CDM）项目的框架和思路，主要包括6个步骤，依次是：项目文件设计、项目审定、项目备案、项目实施与监测、减排量核查与核证、减排量签发。

（1）设计项目文件

设计项目文件是CCER项目开发的起点。项目设计文件(PDD)是申请CCER项目的必要依据，是体现项目合格性并进一步计算与核证减排量的重要参考。项目设计文件的编写需要依据从国家发改委网站上获取的最新格式和填写指南，审定机构同时对提交的项目设计文件的完整性进行审定。2014年2月底，国家发改委根据国内开发CCER项目的具体要求设计了项目设计文件模板（第1.1版）并在信息平台公布。项目文件可以由项目业主自行撰写，也可由咨询机构协助项目业主完成。

（2）项目审定程序

项目业主提交CCER项目的备案申请材料后，需经过审定程序才能够在国家主管部门进行备案。审定程序主要包括准备、实施、报告三个阶段，具体包括合同签订、审定准备、项目设计文件公示、文件评审、现场访问、审定报告的编写及内部评审、审定报告的交付并上传至国家发改委网站等7个步骤。

另外，项目业主申请CCER项目备案须准备并提交的材料包括：

① 项目备案申请函和申请表；

② 项目概况说明；

③ 企业的营业执照；

④ 项目可研报告审批文件、项目核准文件或项目备案文件；

⑤ 项目环评审批文件；

⑥ 项目节能评估和审查意见；

⑦ 项目开工时间证明文件；

⑧ 采用经国家主管部门备案的方法学编制的项目设计文件；

⑨ 项目审定报告。

国家主管部门接到项目备案申请材料后，首先会委托专家进行评估，评估时间不超过30个工作日；然后主管部门对备案申请进行审查，审查时间不超过30个工作日（不含专家评估时间）。

（3）减排量核证程序

经备案的CCER项目产生减排量后，项目业主在向国家主管部门申请减排量签发前，应由经国家主管部门备案的核证机构核证，并出具减排量核证报告。

核证程序主要包括准备、实施、报告三个阶段，具体包括合同签订、核证准备、监测报告公示、文件评审、现场访问、核证报告的编写及内部评审、核证报告的交付并上传至国家发改委网站等7个步骤。

项目业主申请减排量备案须提交以下材料：

① 减排量备案申请函；

② 监测报告；

③ 减排量核证报告。

监测报告是记录减排项目数据管理、质量保证和控制程序的重要依据，是项目活动产生的减排量在事后可报告、可核证的重要保证。监测报告可由项目业主编制，或由项目业主委托的咨询机构编制。

国家主管部门接到减排量签发申请材料后，首先会委托专家进行技术评估，评估时间不超过30个工作日；然后主管部门对减排量备案申请进行审查，审查时间不超过30个工作日（不含专家评估时间）。

四、项目开发周期

如前所述的CCER项目备案申请的4类项目中，第一类项目为项目业主新开发项目，开发周期相对较长；第二类项目虽然获得作为CDM项目的批准，但是在开发流程上与第一类项目相同，开发周期同样较长；而第三、四类项目由于是在CDM项目开发基础上转化，开发周期相对较短。一个CCER项目的开发流程及周期如下图所示。

据此估算，一个CCER的开发周期最少要有5个月。在整个项目开发过程中，还要考虑到不同类型项目的开发难易程度、项目业主与咨询机构及第三方机构的沟通过程、审定及核证程序中的澄清不符合要求，以及编写审定、核证报告及内部评审等环节的成本时间，通常情况下一个CCER项目开发时间周期都会超过5个月。

除上述项目开发流程，一个CCER项目成功备案并获得减排量签发，还需经过国家发改委的审核批准过程。由上述项目审定及减排量签发程序，可以推算国家主管部门组织专家评估并进行审核批准的时间周期在60~120个工作日之间，即大约需要3~6个月时间。

综上累加上述项目开发及发改委审批的时间，正常情况下，一个CCER项目从着手开发到最终实现减排量签发的最短时间周期要有8个月。

国内碳排放权交易试点的“两省五市”碳交易体系已为CCER进入各自的碳交易市场开放通道，皆允许CCER作为抵消限制进入碳交易市场，使用比例为5%~10%。作为抵消机制的CCER进入“两省五市”碳排放权交易市场，将会扩大市场参与并降低减排成本。

如何查看个人北京新能源排号在哪里

1.使用百度APP(版本12.26.0.10）登录北京市乘用车彩票信息管理部。

2.复制个人的申请代码，然后单击“新能源批准代码”跳转。

3.粘贴之前复制的申请代码并输入验证代码，将显示索引对应的代码号，然后计算小学数学题，从今年开始，北京个人新能源乘用车配额为5.42万辆/年，每年2月26日分发一次，用上文提到的序号除以54200，再加上2020就是获得指标的年份。

拓展资料：

新能源

1.名词定义

我国可形成产业的新能源主要包括水电（主要是小水电站）、风能、生物质能、太阳能、地热能等，是一种可循环利用的清洁能源，发展新能源产业不仅是整个能源供应体系的有效补充手段，也是环境治理和生态保护的重要举措，它是满足人类社会可持续发展需要的最终能源选择。

一般来说，常规能源是指技术成熟并已大规模使用的能源，而新能源通常是指尚未大规模使用且正在积极研究和开发的能源，因此，煤炭、石油、天然气和大中型水电被视为常规能源，而太阳能、风能、现代生物质能、地热能、海洋能和氢能被视为新能源。随着技术的进步和可持续发展理念的确立，过去被视为废物的工业和生活有机废物得到了重新认识，并作为能源资源利用的材料得到了深入的研究、开发和利用。因此，废物的资源化利用也可以看作是新能源技术的一种形式。

人类最近开发利用的需要进一步研究开发的能源称为新能源，与常规能源相比，新能源在不同的历史时期和科技水平上具有不同的内容。在当今社会，新能源通常指太阳能、风能、地热能、氢能等， 可分为太阳能、风能、生物质能、氢能、地热能、海洋能、小水电、化学能（如醚基燃料）、核能等

2.名词特点

①资源丰富，一般具有可再生性，可供人类可持续利用；

②能源密度低，开发利用空间大；

③不含碳或含碳量小，对环境影响小；

④分布广泛，有利于小规模分散利用；

⑤间歇性供电，波动性大，不利于连续供电；

⑥除水电外，可再生能源的开发利用成本高于化石能源。

rps英国皇家摄影学会；可再生能源配额制；冗余电源系统；可再生能源发电配额制；配额制。

In this paper one low complex RPS optimal method was proposed.

基于多参考帧选择技术提出一种低复杂度的率失真优化方法。

Renewable Energy RPS Obligation in UK and Implementation Results Analysis.

英国可再生能源义务法令介绍及实施效果分析。

The research of the application of GPS RPS RTK in engineering Construction layout.

GPS RTK在工程施工放样中的应用研究。

Some practical examples and applications aspects of RPS in plastics industry were also introduced.

并介绍了快速原型制造技术在塑料行业中的应用前景及应用实例。

碳市场按照1：1的比例给予CCER替代碳排放配额，即1个CCER等同于1个配额，可以抵消1吨二氧化碳当量的排放，《碳排放权交易管理办法（试行）》规定重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵消比例不得超过应清缴碳排放配额的5%。

按照碳交易的分类，目前我国碳交易市场有两类基础产品，一类为政府分配给企业的碳排放配额，另一类为核证自愿减排量（CCER）。

2020年12月发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》中指出，CCER是指对我国境内可再生能源、甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。