国家可再生能源发电项目信息管理平台申报

1、企业信息填报

可再生能源发电项目公司和电网企业，应通过国家能源局官方网站首页（www.nea.gov.cn）的“在线办事-可再生能源发电项目信息管理系统”（以下简称“信息管理系统”）进行注册，并按“信息管理系统”相关提示，按顺序完成“前期工作”、“核准备案”、“项目建设”和“补助目录申报”等页面的信息填报和附件上传工作；已通过“信息管理系统”注册和填报项目信息的项目公司和电网企业，需补充完善相关信息。

对于分布式光伏发电项目，非自然人分布式光伏发电项目的项目业主应通过“信息管理系统”进行注册和填报项目相关信息；自然人分布式发电光伏项目由电网企业代为申报电价补贴，无需个人通过“信息管理系统”填报。

需要说明的是，补贴目录申报，一定要取得项目并网验收意见单。

第一步：登录国家能源局网站（http://www.nea.gov.cn/）。

注意：务必使用IE8及以上浏览器，切记切记！

第二步：点击进入“可再生能源发电项目信息管理系统”。

第三步：账号注册。记住网页下方的技术服务电话，后面会有用处。

注册信息提交以后，一定要拨打上面的技术服务电话，请求审核，审核通过后，对方会电话通知，就可以登录了。

第四步：信息填报。

可再生能源发电项目信息管理系统的界面如下图示：

需要先将项目前期信息填报，提交后，才可以继续填报项目信息

2、信息中心形式校验

国家可再生能源信息管理中心（以下简称“信息中心”），通过“信息管理系统”对各省（区、市）申报项目资料的完整性进行形式上的校验，并对企业填报项目信息提供指导和服务。

3、省级主管部门初审

各省（区、市）能源主管部门对通过形式校验的电价附加资金补助申报项目信息进行在线初审，对初审通过的项目，通过“信息管理系统”导出打印可再生能源电价附加资金补助目录申报表（申报表格式参见《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》(财建〔2012〕102 号)附 1）。

对完成在线初审的项目，项目业主按照省级财政、价格、能源主管部门要求，将申报工作所需的项目纸质申报材料分别报送至本省（区、市）财政、价格、能源主管部门。最终由省级财政、价格、能源主管部门联合上报财政部、发展改革委、国家能源局并提交项目纸质申报材料。

在国家电网公司、南方电网公司经营范围内的分布式项目，由其下属省（区、市）电力公司汇总，并经省级财政、价格、能源主管部门审核同意后报国家电网公司和南方电网公司。国家电网公司和南方电网公司审核汇总后报财政部、发展改革委、国家能源局。

4、补助目录申报审核要点

对于已实行年度开发计划管理的风电项目和光伏电站项目，需经能源主管部门确认进入风电核准计划、年度开发方案或光伏发电年度实施方案的具体项目名单后，由信息中心录入“信息管理系统”后企业方可进行在线信息填报。

各级主管部门和信息中心重点对审批、核准或备案项目是否符合规划和年度开发计划、程序是否合法、手续是否完备、并网时间是否符合本次目录申报条件进行审查核实。

可再生能源发电项目业主按照《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能〔2015〕358 号）要求，完整填报建成后的月度运营信息，并上传电费结算单、结算发票等，便于确认并网建成时间，加快补助目录审核工作。

1、地方项目申报。由申报单位向项目所在地财政、住房城乡建设主管部门提交项目申报材料，申请中央财政补助资金；当地财政、住房城乡建设主管部门盖章后报所在省、自治区、直辖市、计划单列市的财政、住房城乡建设主管部门。省级财政、住房城乡建设主管部门对辖区范围内的申报项目进行审查汇总，并在规定时间内，将项目申报文件及项目资金申请汇总表（见附3）报送至财政部经济建设司、住房和城乡建设部建筑节能与科技司；将有关项目申报材料及其电子文档报送至可再生能源建筑应用项目管理办公室（地址：北京海淀区三里河路13号中国建筑文化中心409室，邮编：100037）。

2、中央项目，由中央部门对本部门项目进行汇总后向财政部、住房城乡建设部申报。

1、经办人身份证原件及复印件；

2、房产证原件及复印件；

3、对于公共屋顶光伏项目，还需提供物业、业主委员会或同一楼宇内全体业主的同意建设证明以及建筑物、设施的使用或租用协议；

4、对于合同能源管理项目，还需提供项目业主和电能使用方签订的合同能源管理合作协议；

5、如为代办情况，还需项目业主出具《分布式电源并网业务授权委托书》；

6、银行卡复印件；

7、用电户能表照片、光伏安装的全景照片。

《中华人民共和国可再生能源法》

第十三条

国家鼓励和支持可再生能源并网发电。

建设可再生能源并网发电项目，应当依照法律和国务院的规定取得行政许可或者报送备案。

建设应当取得行政许可的可再生能源并网发电项目，有多人申请同一项目许可的，应当依法通过招标确定被许可人。

一、各省级能源主管部门会同经济运行管理部门要切实承担牵头责任，按照消纳责任权重认真组织制定实施方案，积极推动本行政区域内可再生能源电力建设，推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任，完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。

二、国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司要切实承担组织责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重组织调度运行部门和交易机构等，认真做好可再生能源电力并网消纳、跨省跨区域输送和各类市场交易。国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司所属省级电网企业和内蒙古电力（集团）有限责任公司要在2021年1月底前向省级能源主管部门、经济运行管理部门和能源派出监管机构报送2020年本经营区及各承担消纳责任的市场主体可再生能源电力消纳量完成情况。

三、国家能源局各派出机构要切实承担监管责任，密切配合省级能源主管部门，按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易，对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前，向国家能源局报送监管报告。

国家发展改革委、国家能源局有关部门将加强跟踪监测，计划2020年9月组织开展全国可再生能源电力消纳责任权重执行情况评估，并根据评估情况督促各省级能源主管部门、各电网企业、各派出机构进一步落实2020年可再生能源电力消纳责任，研究提出2021年可再生能源电力消纳责任权重初步安排。

首先确定您是以什么方式去申请？企业还是个人

个人：

1、分布式电源并网申请表、去电网公司报装办公室咨询找到受理人提交申请表（他们有规范文件的给你填写）

2、业主身份证原件及复印件（正反两面复印在一张纸上、本人签字、按手印）

3、经办人身份经办证原件及复印件（正反两面复印在一张纸上、本人签字、按手印）和业主委托书原件（非业主办理时需提供）

4、业主户口本复印件（本人签字、按手印）

5、建筑场地房产证明复印件（或乡镇及以上及政府出具的房屋使用证明）或租用协议原件

6、用电发票复印件（本人签字、按手印）

7、任何一张银行卡复印件（正反两面复印在一张纸上、本人签字、按手印）

8、设备资料复印件（电池板及逆变器，提交的时间各地有不一样的规定）

企业：

1、经办人身份证原件、复印件和法定代表人身份证原件、复印件（或法人委托书原件）

2、企业法人营业执照，税务登记证，组织结构代码证，土地证等用地合法性支持文件。

3、发电项目接入系统设计所需要资料

4、合同能源管理项目、公共屋顶光伏发电项目还需要提供建筑物及设施使用或租用协议。

光伏发电补贴怎么申请？

企业：

1）按照《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》要求，在项目核准、申请并网、竣工验收等环节前后，及时等录国家能源局网站的可再生能源发电项目信息管理平台填报项目建设和运行的相关信息，以纳入国家补助资金目录。

2）按照相关手续完成备案并建成并网

3）至当地工商行政管理部门变更相应的经营范围

4）每月5日前，根据当地供电公司提供的上月上网电费及发电补贴结算单可开具相应的增值税发票，将发票返回当地供电公司，当地供电公司根据票面金额于每月8日前结算支付。

户用光伏个人：

1）用户为国家电网公司正式用户。

2）房屋属于合法建筑。

3）所属村委会同意安装。申请人须携带身份证、户口本、房产证、电表卡原件及复印件，厂家提供的光伏设备电气接线图、主要设备参数表，村委会开具的同意安装证明及个人承诺书等相关证件，到国网电力公司营业厅办理申请。

随着新能源企业经营发展中内外部环境的不断变化，企业财务风险成因也越来越复杂，想要有效识别出潜在的风险隐患，必须要提高财务风险识别能力，优化财务管理机制。一旦发生财务风险，随之而来的便会是经济损失。为了预防和控制财务风险的发生，不仅要抓好企业财务风险的识别，还要根据企业的实际运营情况制定风险应对策略，有效遏制新能源企业财务风险的发生，帮助企业尽可能避免经济损失。

一、新能源企业财务风险特点

与传统能源领域相比较，新能源企业要求把更多的资源投向技术改进与创新领域，而对固定资产设施投资要求较低。在新能源企业中，特别是处于成长阶段的新能源企业，电力设备、仪表等有形资产投资一直处于重要地位。专利技术、商业秘密等无形资产投资对企业未来发展起着引领和支撑作用。因此，无形资产和固定资产在新能源企业总资产中的比例应当保持平衡。此外，新能源企业的高科技属性也要求企业重视人力资本投资，为企业发展奠定知识基础。由此可见，不论是无形资产投资，还是人力资本投资，都要求新能源企业弱化固定资产投资需求而保证企业相对较高的资产流动性。

新能源企业较低的融资能力和抗风险能力要求弱化固定资产投资企业进行投资，不仅要考虑行业属性还要关注企业发展阶段特征。在中国，绝大多数新能源企业都处于成长阶段，普遍存在融资能力差和抗风险能力弱两大问题。就融资能力差而言，处于成长阶段的新能源企业很难获得大额、长期资金支持，而只能得到中小资金的短期支持，企业规模小且盈利状况不佳，对外界变化比较敏感，抵抗风险能力较弱。

二、新能源企业主要财务风险识别

（一）融资风险

公司偿付能力的强弱可以衡量公司融资的风险。通过分析新能源公司的偿付能力，识别新能源公司融资的风险。公司以资产偿还债务的速度越快，短期偿债能力保证系数越高，表明公司具有较强的短期偿债能力。可以选择股权比率等指标来衡量公司的长期偿债能力，该指标可以衡量公司的长期偿债能力，反映公司的总资产结构，股权比率越高，公司的财务风险越大。

（二）投资风险

投资商业项目的风险有很多产生原因。特别是新能源企业技术更新速度快，盲目追求技术创新，投资后技术收益转化率低，企业经营难度大，难以持续毛利润率和净利润率可用于评估公司的盈利能力。在项目可行性分析阶段，公司关注技术可行性研究，而不是经济可行性论证。做出错误的投资决策。

（三）资本回收风险

企业资金回收风险的出现受到内外部因素的影响。在国家财政和金融恶化的时期，整个市场将疲软，产品对外销售将非常困难，公司之间的贷款和相互担保现象严重，公司的管理和决策水平是影响公司资金回收风险的内部因素，该内部风险因素可由公司控制和调整。只有制定相应的风险和管理控制措施，公司才能增加销售额，进一步削弱资本回收的风险。

（四）收入分配风险

收益分配风险基本上也可以称为融资风险的分支，其特征与融资风险有些相似，包括难以按时筹集投资资金的风险降低企业偿付能力风险股价下跌将影响企业再融资的风险它降低了员工参与和热情的风险。

（五）核算与管理风险

在风电、光伏项目建设过程中，重点关注项目成本的过程和主要资金来源，并及时检查财务风险评估和资金投放方式，有明确的备案记录。在基础设施方面。在审计过程中，往往容易对工程的完成日期和意外情况造成成本损失。如果投资回报不能纳入项目资产核算，会导致项目资金影响不可控。收集相关的原材料、劳动力支出和生产能力以及各地区的销售状况会对资产表现和生产的运营控制模式产生影响。部分生产部门未根据业务经营特点和市场需求制定详细的财务控制措施。资金的低效使用也间接导致生产综合效率的降低。当成本预算与企业的每一项业务挂钩计算成本时，数据容易泄露，在一定程度上降低了财务报表的真实性。

三、财务风险的主要成因分析

（一）产业政策变化

2021年，国家主管部门先后发布了《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》等相关政策文件。建立新能源体系，发展可再生能源。“智能、储能和新能源”战略目标提出的政策与宏观经济政策和国家能源政策密切相关。未来，公司可能面临国家可能不得不调整与宏观调控有关的产业政策的风险，这将对公司的业务发展产生负面影响。

（二）市场竞争加剧

2020年，受新冠疫情影响，所有生活方式都面临重大挑战，现阶段新能源公司的主要产品是智能电表、能耗信息管理系统、终端产品、太阳能电池组件和综合能源服务。在智能部门的产品中，市场竞争激烈。未来，电能表、风能项目、光伏项目、能源管理系统和终端产品将呈现加速智能化发展的趋势。综合能源服务业正处于工业发展的初级阶段。除了大量能源经济服务公司的竞争外，转型中还有大型上市企业和央企的联合，行业竞争十分激烈。

（三）财务人员素质不足

财务经理没有足够的知识储备，如心理学、司法学、金融学和外语。在财务活动中，横向知识储备决定了企业会计经理的适应性，缺乏对新兴事物的学习。许多财务官员不仅缺乏工作能力，而且拒绝接受光伏、风能和其他商业知识的学习和统计。他们对公司没有责任感，在工作中没有专业精神，在面对任务时往往敷衍了事。因此，它们往往导致公司出现故障，损害公司的正常发展。

（四）技术革新加快

随着人工智能和国家支持的战略“互联网+”等新技术的不断更新，新能源项目建设中对新技术的需求正变得越来越大。技术创新促进了新能源产业的发展，技术投资比重较大。如果投资失败，公司将损失惨重。许多公司依靠国外先进的技术和设备生产，这也制约了贝尼诺的发展和中国新能源公司的进步。由于新能源技术的不发达和对国外技术的依赖，加上疫情背景下以美国为首的国家对中国技术的限制，新能源行业建设周期长，导致新能源建设项目往往面临项目和工艺流程延误的风险，无法形成自身竞争力，将面临巨大的财务风险。

（五）海外新能源市场的经营环境

2020年新冠肺炎疫情暴发，对人员流动和物资运输产生了一定影响，进而对新能源企业的正常生产产生了一定影响，特别是境外疫情的持续对境外业务的拓展产生了一定的影响，如果未来的全球疫情不能得到有效控制或消除，全球经济一体化的影响将对未来的企业生产经营产生负面影响。

随着国际业务的拓展和众多国家新能源公司参与外部市场，价格竞争趋于激烈，同时国外客户需求复杂度高，研发投入大。目前，新冠疫情海外发展态势仍不明朗，公司面临政治、疫情、汇率风险、东道国税收政策不稳定等诸多因素，在电子元件和其他原材料方面，全球市场供应链紧张，这是项目风险控制的主要挑战。这可能会对新能源公司产品的生产和调度以及整个行业下游项目的启动产生一定影响。

三、新能源企业财务风险的防范对策

财务风险应对策略就是针对风险的因素和风险的大小，制定合理的对策，降低存在的风险。财务风险规避方法包括风险防范法、风险分散法、风险规避法、风险转移法和风险保留法。事实上，财务风险控制应该从财务风险分析的结果开始，并找到风险的根本原因，形成最佳呈现管理战略并有效降低风险和预防危机的风险对策手册。

（一）积极应对外部经济环境变化

新能源公司应监测宏观经济趋势，加强对国家宏观经济政策和工业发展趋势的监测，加强决策者预测和评估经济形势和政治变化的能力。根据全球光伏产业的发展，持续进行产业规划和调整，进一步加大投资力度、盈利模式和筹资力度，创新商业模式，促进公司持续、稳定、健康发展，从技术创新、合同、财务管理等方面最大限度地降低各项成本，成本控制和专业管理。

新能源企业应积极应对行业环境变化，调整战略布局，继续以市场为导向，加强市场细分，不断拓展营销思路和渠道，创新产品营销模式，建立新的营销渠道和品牌效益，在巩固民族企业的同时积极开拓国际市场，同时加强新能源团队建设，加强与国企、央企合作，创新发展清洁能源业务，进一步加大投资力度，优化盈利模式和筹资模式，提高公司在市场上的竞争力。在继续研究和技术开发的同时，加强与大学和专业机构的合作，新技术广泛试点，紧跟行业发展趋势，加强与客户沟通，根据市场需求及时调整研发方向。

新能源公司必须严格运用各种标准化措施，预防和控制疫情。管理层必须关注国内外宏观经济和政治形势的变化，在新冠肺炎的背景下，不断提升产品竞争力和公司抗风险能力，整合内外部优势资源，提升技术创新能力，巩固产品质量，加强新兴市场和“一带一路”区域市场发展，确保公司按照年初设定的目标有序开展所有工作。

（二）完善内部财务风险体系

预防和控制新能源公司的财务风险是一个非常复杂的过程，具有可变性。通过对公司各项财务指标变化的详细分析和智能预测，建立财务风险监测预警系统，有效、及时地控制风险。财务风险监控和预警系统能够及时监控公司的风险状态。一旦发现风险，可立即发出警告，以帮助公司及时防范风险并将损失降至最低。

新能源企业必须做好内部财务风险宣传工作，定期对内部员工进行财务风险识别技能培训，提高全体员工的财务风险意识和防范能力。在识别和防范金融风险的工作中，公司领导必须发挥突出作用。企业领导必须不断提高对财务风险的认识和识别能力，为本部门其他部门和人员树立榜样，让更多人参与，为识别和应对财务风险营造良好的企业发展环境。

财务人员专业能力的增强对新能源公司规避财务风险构成了坚实的障碍。会计人员应注意资本需求和现金流控制。财务会计可供公司决策使用，从而提高会计人员的专业素质，加强项目中会计核算和日常会计核算的准确性，增加对财务报表的关注，可使财务人员对其日常工作中存在的财务风险作出严格的专业决策，并提前发现生产中存在的问题以及公司的运作。

在新能源产业中，许多企业的创新能力极强，有些企业管理层并没有及时申请专利，导致同行业竞争者竞相模仿，尤其是海外的同业竞争企业，美国对中国进行技术封锁，经济上制约，那么加强自身知识产权的保护和技术创新显得尤为重要。新能源企业创新风险的大小与创新频率呈正相关，尽管如此企业也要加大核心技术的投资力度。作为战略新兴产业的新能源产业，创新是企业发展的唯一途径，只有企业重视技术创新，其根本是重视人才，才能在激烈的竞争中获胜。因此，管理层制定的发展计划会对创新风险构成较大的影响。只有企业足够重视，创新能力较强的企业，才能更好地应对市场竞争。

根据实际发展需要和发展规划要求，新能源公司由人事行政部牵头，编制并上报人才需求计划，明确数量、专业、岗位等，人才水平和要求。人才是企业竞争的基础，使公司财务部门能够对人力资源管理部门进行一定的财务意见规划，人力资源管理部门只能利用财务管理信息分析工作部门的内容，发现问题，最终提高效率和工作能力。然后由专门的招聘部门与人力资源部合作实施人才发展计划。人事招聘部门根据上述信息确定应聘者名单、面试、体检、评估的考试及结果，并结合应聘者意愿和谈判、将谈判结果通知公司上级单位，并根据要求和建议与所提供的人才进行沟通，在公司研究和决策后，达到明确的意图并应用引进人才的程序。人才的选拔、培养、使用和保留，可以使企业发展更加稳定，研究和技术发展更加迅速，最终满足各个细分市场的需求。

总之，对于新能源公司来说，由于中国这些公司正处于发展的沉淀期，需要不断增强公司的财务管理能力，提高财务管理水平，为了让企业在开发过程中更大程度地控制因素，确保企业在开发过程中面临的风险最低。

结 语

文章主要研究了新能源企业财务风险识别的方法，财务风险的成因分析，以及财务风险应对策略，希望在目前经济大环境下背景下，这些对策能为新能源企业提供参考。

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。